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在落實(shí)“雙碳”目標(biāo)的重要背景下，我國能源結(jié)構(gòu)調(diào)整與新型電力系統(tǒng)建設(shè)勢在必行。隨著源網(wǎng)荷儲一體化深度協(xié)調(diào)互動，靈活的能源電力系統(tǒng)新模式將日漸顯現(xiàn)。這一進(jìn)程將催生大量儲能應(yīng)用場景與裝配需求，儲能將扮演不可替代的關(guān)鍵角色。2021年4月國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》(以下簡稱《指導(dǎo)意見》)強(qiáng)調(diào)儲能是支撐新型電力系統(tǒng)的重要技術(shù)和基礎(chǔ)裝備，對推動能源綠色轉(zhuǎn)型、應(yīng)對極端事件、保障能源安全、促進(jìn)能源高質(zhì)量發(fā)展、實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和具有重要意義。

01國際、國內(nèi)儲能建設(shè)規(guī)模分析及預(yù)測

在碳中和背景下，國際國內(nèi)權(quán)威機(jī)構(gòu)、政府機(jī)關(guān)和中央企業(yè)結(jié)合當(dāng)前實(shí)際與發(fā)展要求，紛紛預(yù)測或提出儲能裝機(jī)規(guī)模的時間表、路線圖?？傮w來看，在各國政府大力引導(dǎo)推動下，國際國內(nèi)儲能市場將高速增長。

(一) 國際儲能建設(shè)規(guī)模

全球儲能裝機(jī)規(guī)模未來十年將高速增長。2018～2020年全球儲能新增裝機(jī)容量分別為5.5GW、6.3GW、6.5GW，三年年均復(fù)合增長率為3.5%。根據(jù)國際可再生能源署（IRENA）展望報(bào)告《電力儲存與可再生能源：2030年的成本與市場》的基本預(yù)測情景中提出，到2030年，抽水蓄能裝機(jī)將達(dá)到約230GW；另據(jù)國際能源署（IEA）《2050凈零排放:全球能源路線圖》報(bào)告中預(yù)測，電池儲能到2030年裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到590GW。2030年，在僅考慮抽水蓄能和電池儲能的情況下[1]，儲能總裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到約820GW，2020～2030年復(fù)合增長率約16%。

圖 1 2015-2020年全球儲能市場累計(jì)裝機(jī)規(guī)模（單位：GW）

電池儲能將成為儲能新增裝機(jī)的重要來源和未來儲能的主要裝機(jī)支撐。截至2020年底，全球儲能已投運(yùn)項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模為191GW，其中抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模為172GW，占比90%，電池儲能裝機(jī)15GW，抽水蓄能占據(jù)絕對主導(dǎo)地位。根據(jù)IRENA和IEA預(yù)測的抽水蓄能和電池儲能裝機(jī)情況，到2030年，抽水蓄能裝機(jī)增加至230GW，2020～2030年復(fù)合增長率約3%，電池儲能裝機(jī)增加至590GW，2020～2030年復(fù)合增長率約44%。據(jù)此推算，到2030年，抽水蓄能裝機(jī)與電池儲能裝機(jī)比例約為1：2.5，電池儲能占比超過70%，成為未來儲能重要支撐性裝機(jī)來源。

圖 2 2020-2030年全球抽水蓄能和電池儲能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模（單位：GW）

(二) 國內(nèi)儲能建設(shè)規(guī)模

2020年我國新增儲能裝機(jī)2.6GW，儲能總裝機(jī)規(guī)模約34GW。根據(jù)CESA數(shù)據(jù)，2020年我國新增儲能裝機(jī)2.6GW，其中抽水蓄能新增裝機(jī)容量為1.8GW，占比為69.5%，電池儲能新增裝機(jī)容量為0.79MW，占比30.4%。根據(jù)《中國電力行業(yè)年度發(fā)展報(bào)告2021》與CNESA數(shù)據(jù)推測，截至2020年底，我國儲能總裝機(jī)規(guī)模約34GW，其中抽水蓄能約31GW，電池儲能約3GW。

到2025年，我國儲能裝機(jī)規(guī)模新增60GW以上，有望達(dá)到94GW?！吨笇?dǎo)意見》提出，計(jì)劃到2025年，新型儲能[2]裝機(jī)規(guī)模達(dá)30GW以上。此外，國家電網(wǎng)透露其在運(yùn)、在建抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模達(dá)到62GW，“十四五”期間，將力爭新增開工20GW以上；南方電網(wǎng)透露，其到2025年將投產(chǎn)5GW抽水蓄能電站。保守估計(jì)，“兩網(wǎng)”在“十四五”期間或?qū)⑿略?0GW以上抽水蓄能裝機(jī)。“十四五”期間，我國新增抽水蓄能和電池儲能裝機(jī)或?qū)⒊^60GW。其中，新增裝機(jī)中一半為電池儲能、一半為抽水蓄能，電池儲能年復(fù)合增長率約為58%，抽水蓄能年復(fù)合增長率為14%，電池儲能增速將遠(yuǎn)高于抽水蓄能。

02 儲能發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)

大力發(fā)展儲能已形成良好的政府間共識和技術(shù)基礎(chǔ)，但仍面臨重重挑戰(zhàn)。

(一) 建設(shè)成本仍高昂，商業(yè)模式不清晰

電池儲能雖然相較其他儲能而言具備綜合性成本優(yōu)勢，但全生命周期度電成本仍然偏高，位于0.5～1.5元/kwh之間，遠(yuǎn)高于進(jìn)入平價時代的風(fēng)光電價。據(jù)專家預(yù)測，在目前體制機(jī)制下，儲能度電成本需要下降到0.1～0.3元，行業(yè)內(nèi)多數(shù)企業(yè)才能具備足夠的承擔(dān)能力，方可形成在全國大面積鋪開的商業(yè)模式。

(二)政策形勢不明朗，資本觀望氛圍濃

儲能對傳統(tǒng)電力系統(tǒng)而言是新生事物，相關(guān)部委關(guān)于儲能未來科學(xué)合理的監(jiān)管模式尚未達(dá)成共識。導(dǎo)致了行業(yè)發(fā)展在效率考量與安全考慮間徘徊、在政府主導(dǎo)與市場自主間徘徊，傳導(dǎo)至資本市場則體現(xiàn)為投資的忽冷忽熱，不利于形成穩(wěn)定的預(yù)期和增量式資本導(dǎo)入。

(三) 標(biāo)準(zhǔn)體系未建立，安全運(yùn)營存隱患

目前對適應(yīng)我國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的安全策略尚未形成頂層共識，電池儲能的安全標(biāo)準(zhǔn)仍未建立，特別是貫穿儲能產(chǎn)品設(shè)計(jì)、研發(fā)、生產(chǎn)、集成等各個流程的系統(tǒng)安全體系尚未形成，導(dǎo)致儲能產(chǎn)品安全性與可靠性檢測與驗(yàn)證滯后產(chǎn)業(yè)發(fā)展，部分地區(qū)甚至發(fā)生嚴(yán)重的儲能電站起火爆炸事故，引發(fā)公眾恐慌。

(四) 公眾吸引力度小，用戶儲能開發(fā)慢

受電動自行車和新能源汽車自燃爆炸等負(fù)面消息影響，個人用戶對家用中小型電池儲能產(chǎn)品安全性存在擔(dān)憂；同時，峰谷電價特別是民電峰谷電價的彈性不足，無法對大眾用戶形成可預(yù)期收益拉動。導(dǎo)致了我國面向大眾的用戶側(cè)儲能建設(shè)幾乎空白，與部分發(fā)達(dá)國家的差距不斷拉大。

03 促進(jìn)儲能發(fā)展的若干建設(shè)

為更好地發(fā)揮政府引導(dǎo)性作用、提高各市場主體的積極性，同時優(yōu)化儲能布局、降低全社會建設(shè)成本，促進(jìn)我國儲能健康發(fā)展，提出以下建議。

（一）積極發(fā)展V2G技術(shù)，加快儲能與電動汽車的融合發(fā)展。

2021、2025年我國電動汽車銷量將分別超過100萬輛、500萬輛，且長期仍將高速增長。按每輛車10kW/50kWh的容量預(yù)測，2021、2025年分別新增10GW、50GW的潛在“儲能”裝機(jī)。按線性推算，2021～2025五年將累計(jì)新增150GW動力電池容量，若20%的電動汽車參與電網(wǎng)互動儲能，可帶來30GW的移動儲能裝機(jī)資源，與《指導(dǎo)意見》中“十四五”新型儲能裝機(jī)整體目標(biāo)值相當(dāng)。此外，車輛夜充晝用、電網(wǎng)夜谷晝峰，電動汽車的使用時間特性與電網(wǎng)峰谷特性可有效搭配，為通過V2G技術(shù)發(fā)展車輛儲能提供了良好的先天基礎(chǔ)。建議深挖利用電動汽車容量資源，通過發(fā)展虛擬電廠技術(shù)聚合分散的動力電池儲能資源、提高充放電過程的電網(wǎng)友好性，促進(jìn)儲能與電動汽車融合發(fā)展，以輕資產(chǎn)運(yùn)營模式降低全社會總資產(chǎn)投入；同時，預(yù)計(jì)2025年退役電池將達(dá)到93億瓦時，每年退役電池?cái)?shù)量增長將超過100萬量級。由此將帶來巨大的梯次利用潛在市場價值，應(yīng)前瞻性關(guān)注退役動力電池梯次利用資源以及相關(guān)技術(shù)難題，通過退役電池資源“再利用”延緩新增電池制造投資、降低生產(chǎn)中的碳排。

（二）發(fā)展電動汽車充/換電站與儲能電站“共建模式”，通過“一站多能”“荷儲一體”優(yōu)化商業(yè)模式。

一方面，電動汽車換電站擁有大量的換電電池容量，每天產(chǎn)生大量的電力交易規(guī)模。換電站可利用電網(wǎng)峰谷時段有選擇地進(jìn)行充電并在提供換電服務(wù)時售出，實(shí)質(zhì)上發(fā)揮了儲能電站的職能。在此基礎(chǔ)上可進(jìn)一步拓寬其商業(yè)模式，即在換電站配置一定的儲能容量，用電低谷低價時段從電網(wǎng)購電，存儲到待換動力電池和儲能電池中，用電高峰高價時從儲能電池和備用動力電池中反向售電給電網(wǎng)，賺取峰谷價差。另一方面，在現(xiàn)有充電站基礎(chǔ)上加配儲能設(shè)施，在電價低谷時充電，在充電高峰期釋放存儲的電力，既能夠緩解電動汽車充電時（特別是大量電動汽車快速充電時）對配電網(wǎng)的沖擊，也能夠通過賺取峰谷價差提升自身盈利水平，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益與綠色效益的統(tǒng)一。

（三）優(yōu)化儲能選址布局，通過分散布置、集中控制方式降低建設(shè)規(guī)模，減低綜合成本。

當(dāng)前部分省市推出了風(fēng)光電站配建儲能的政策要求，可再生能源和儲能共址配套建設(shè)，例如目前我國多地要求可再生能源項(xiàng)目配置5%～20%的儲能，不一定是儲能部署的最佳選擇，建議政府和電力企業(yè)不斷改進(jìn)儲能選址規(guī)劃機(jī)制。探索在電網(wǎng)側(cè)布局大型儲能站點(diǎn)同時服務(wù)多個新能源電場的模式，運(yùn)用5G、物聯(lián)網(wǎng)、云計(jì)算等技術(shù)實(shí)現(xiàn)集中控制、設(shè)備共用，通過“共享模式”提高儲能電站間、儲能電站與風(fēng)光電場的協(xié)同性，減少儲能建設(shè)規(guī)模要求，降低全社會成本。

(四) 給予儲能更加獨(dú)立的地位，建立健全儲能友好型政策法規(guī)。

歐洲清潔能源一攬子計(jì)劃已將儲能定義為獨(dú)立于發(fā)電、輸電或負(fù)載的實(shí)體，給予了針對性的促進(jìn)政策。建議政府將儲能作為實(shí)體對象納入電力系統(tǒng)整體建設(shè)規(guī)劃中，形成以發(fā)展為牽引、以問題為導(dǎo)向的快速決策機(jī)制，在完善碳稅交易、彈性電價、容量市場、電力期貨市場、輔助服務(wù)市場、輸配電投資建設(shè)制度中，給予儲能明確定位與政策傾斜。通過制度設(shè)計(jì)形成由政府定價向市場競價的轉(zhuǎn)變，保障社會資本投入，借助資本投入提升發(fā)展質(zhì)量、加快發(fā)展速度。此外，應(yīng)大力克服部門利益、本位主義，完善政府部門間及不同地方政府間相互支持、密切配合、信息共享的聯(lián)動機(jī)制，形成工作合力，出臺科學(xué)系統(tǒng)、具體有效的管理辦法以協(xié)同推動有關(guān)政策的落地實(shí)施，盡量避免“政出多門”及政策法規(guī)要求相互重復(fù)、沖突的現(xiàn)象。

（五）提高公眾參與意愿，鼓勵個人用戶安裝，探索儲能與鄉(xiāng)村振興有機(jī)融合。

與部分發(fā)達(dá)國家相比，我國家庭儲能安裝數(shù)量較少。建議提升公眾對儲能的認(rèn)知，鼓勵更多的家庭購買儲能裝置，在形成一定用戶規(guī)?；A(chǔ)上，深度挖掘用戶側(cè)儲能在電力系統(tǒng)中的重要作用。鑒于我國城市人口高度密集的現(xiàn)狀，建議出臺“儲能下鄉(xiāng)”政策將儲能納入“鄉(xiāng)村振興”與“美麗中國”建設(shè)中，充分利用村鎮(zhèn)地區(qū)豐富的土地與可再生資源優(yōu)勢，在鄉(xiāng)鎮(zhèn)區(qū)域探索儲能與微電網(wǎng)融合發(fā)展模式。

（六）加快建立并完善儲能安全標(biāo)準(zhǔn)與應(yīng)急規(guī)范，提高儲能應(yīng)用的安全水平。

應(yīng)避免缺乏儲能系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)而造成的無序發(fā)展?fàn)顩r，避免單一安全事故引起的社會性恐慌與資本寒冬。建議加快建立健全儲能系統(tǒng)分級分類標(biāo)準(zhǔn)、測試標(biāo)準(zhǔn)、安裝標(biāo)準(zhǔn)、隱患定位標(biāo)準(zhǔn)、系統(tǒng)老化異常檢測標(biāo)準(zhǔn)、險(xiǎn)情評估模型、相應(yīng)的消防策略與應(yīng)急規(guī)范以及安全事件的問責(zé)追溯與懲罰機(jī)制，確保儲能系統(tǒng)的長期健康發(fā)展。