“十四五”期间，在“双碳”目标下，储能产业面临的市场发展潜力巨大，应用场景也更加广泛，储能产业健康可持续发展亟待加强顶层设计和规划引导，加快建立并完善储能技术应用标准体系，坚持核心技术自主可控和路线多元化原则，推动储能技术进步。与此同时，深化电力体制改革，完善电力市场设计，充分体现储能在新的电力系统中的商品属性是储能产业健康发展的关键。

 

 

储能是通过特定的装置或物理介质将不同形式的能量通过不同方式储存起来，以便以后再需要时利用的技术。目前，储能主要应用于电网侧（输配）、电源侧（新能源+储能应用）、用户侧、分布式及微网以及辅助服务等部分。在电网侧，储能主要通过调峰以及参与电力市场辅助服务保障电网稳定运行；在电源侧，储能主要用于平滑可再生能源输出、吸收过剩电力、减少“弃风弃光”以及即时并网；在分布式及微网方面，储能主要用于稳定系统输出、作为备用电源并提高调度的灵活性；在用户侧，储能主要用于工商业削峰填谷、需求侧响应以及能源成本管理。从技术维度来说，储能技术是解决以风、光为主的新能源系统波动性、间歇性的有效技术。成熟的储能技术在发电侧应用，能够平滑风光电系统的有功波动，从而提高并网风电、光电系统的电能质量和稳定性，改善风光间歇性、波动性、随机性，提高经济性。另一方面，在输配电侧、用户侧， 成熟的储能技术能够很好地起到削峰填谷的作用，能有效帮助电网规模化消纳可再生能源，避免“弃风弃光”现象。

 

未来能源系统将是以新能源为主体、多种形式能源共同构成的多元化能源系统。风电、光伏发电本身的波动性和间歇性决定了灵活性将是新的能源系统必不可少的组成部分。而从技术属性来看，储能正好能够满足新的能源系统对灵活性的需求。因此，通过储能技术实现可再生能源大规模接入，从而推动能源低碳转型的技术路径被业界寄予厚望。在政策层面，国家发展改革委和国家能源局也启动了对储能发展的整体规划部署。2021年7月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》。相比此前2月25日的《推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》及4月19日的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，储能的市场地位、商业模式和经济价值逐渐得到承认与明确。

 

近年来，不少业界专家认为储能技术是新能源发展的关键环节，其技术突破将改变整个世界能源格局，实现能源低碳革命，并呼吁在储能发展初期加大对储能产业的支持力度。但是，储能能否成为未来能源系统的最后一块拼图，不仅取决于技术突破，还需要支持储能各种技术研发的政策环境、市场环境以及“冷静”而谨慎的规划。尤其是电化学储能技术实验性很强，技术突破具有不确定性，过于具体的产业政策会扭曲市场，导致资源错配，不仅不利于储能产业的发展，而且容易忽视对其他能源转型技术路线的可行性研究。

 

在向以新能源为主体的能源系统转型背景下，储能作为优化能源系统的诸多解决方案之一，需要能够体现储能在发电侧、电网侧、需求侧、电网互联等不同环节价值的电力市场，通过公平的市场竞争来赢得市场地位，从而在未来能源系统中占据一席之地。因此，储能技术对于构建新能源为主的电力系统是非常重要的支撑技术之一，而储能产业的发展则取决于支撑储能技术商业化应用的制度环境与成熟的市场机制。

 

 

我国储能产业还处在以示范应用为主的发展期。近年来，在政府、行业、企业的共同推动下，中国储能产业在项目规划和产能布局等方面发展加快，特别是储能的市场地位、商业模式和经济价值在政策层面逐渐得到承认。随着电化学储能的迅猛发展，初步形成了新能源加储能的融合发展态势。但受水资源所限，抽水蓄能发展相对稳定，光热储能目前尚处于起步阶段，飞轮储能逐步进入商业化规模化应用的导入期。

 

 

总体而言，我国储能资源还是以抽水蓄能为主。截至2020年底，中国已投运的储能项目累计装机规模35.6GW，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%。与全球储能市场类似，抽水蓄能仍然是最主要的储能方式，累计装机规模31.79GW，同比增长4.9%。近年来，随着技术成熟度不断提高以及系统成本逐步下降，电化学储能发展非常迅速，应用范围和场景不断扩大，能够与电力系统、通信基站、数据中心、轨道交通、电动汽车、智能电网等下游有机融合发展，催生了诸多新业态。在市场规模不断扩大、成本持续下降的推动下，电化学储能一直保持高速增长态势。截至2020年底，电化学储能累计装机规模3269.2MW，占我国累计装机规模的9.2%，同比增长91.2%。2015—2020年，我国电化学储能装机复合增长率超过80%。仅2020年中国新增投运的电化学储能项目装机规模就达到了1.56GW，年复合增加率达到91%。

 

 

目前国内储能方式中，由于技术成熟度高、成本低等优势，抽水蓄能商业化应用相对成熟。近年来，电化学储能的技术经济性显著提升。以锂电池为例，锂离子电池能量密度5年来提高了近一倍，循环寿命增长了一倍以上，储能系统成本大幅下降约60%，不断推进光/风储平价。据CNESA2020年对主流厂商的调研数据，目前锂电池系统成本（不含PCS）已降至1000—1500元/ KWh，已接近应用的盈亏平衡点。预计未来5年，电化学储能成本还将进一步下降60%以上，铅炭和锂离子电池将更加具备竞争力。

 

 

目前我国储能产业从材料生产、设备制造到系统集成、资源回收等环节已经初步建立了较为完备的产业链。除了材料等某些关键环节技术依赖进口，基本实现对主流成熟技术路线的掌握以及前沿技术的布局。在国内，在能源系统转型推动下，不同类型储能的技术路线研发齐头并进，技术瓶颈逐步突破，形成了电化学储能技术渐趋成熟、多种储能技术多点开花的技术研发格局。一大批技术领先的储能厂商奠定了我国储能规模化发展的产业基础。储能产业已经步入商业化初期，储能对能源系统转型的关键作用也得到业内的认可。

 

 

2020年，在高比例可再生能源消纳压力下，储能技术成为当前大规模消纳可再生能源的重要技术支撑，新能源加储能融合发展模式得到极大推广。20个省（市、区）的地方政府和电网企业出台了集中式新能源+储能配套发展的鼓励政策。此外，国家发改委、国家能源局陆续出台鼓励风光水火储一体化、源网荷储一体化的指导意见，明确了在电源侧和负荷侧的基地建设中增加储能以实现系统灵活坚强发展的目标。随着5G通信、数据中心、新能源汽车充电站等新基建建设加速，储能在发电侧和用户侧应用的广度和深度不断拓展与加深，逐步发挥了稳定电力系统安全运行的作用，跨界融合的应用价值也初步显现。值得一提的是，近年来在相关配套政策支持下，储能应用范围不断拓宽，市场不断涌现“共享”“代理”等储能商业运营新模式。比如，青海省推出的共享储能模式，突出了储能的独立主体身份。

 

 

“十三五”以来，国家相关部委和地方政府陆续发布鼓励储能发展的产业政策。2017年由五部委联合发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，是我国储能产业第一份综合性政策文件，它明确了储能技术对于构建我国“清洁低碳、安全高效”的现代能源产业体系，推进我国能源行业供给侧结构性改革，推动能源生产和利用方式变革的战略意义，指明了储能产业发展的方向和目标。随后，针对储能的市场地位、调频调峰、参与辅助服务市场等焦点问题，相关部门陆续出台了细化政策，基本明确了储能的市场主体身份，界定了各类市场主体和用户端通过储能提供能源系统灵活性的基本条件，提出提供系统灵活性成本逐步向用户传导的发展思路。2021年7月，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》正式发布，不仅明确了储能在2025、2030年的发展目标（到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000 万千瓦以上；2030年，新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一的目标），更大亮点是明确了储能的独立市场主体地位，肯定了储能容量价值，为储能公平参与电力市场提供了政策依据。

 

 

 

储能系统本质上是灵活性供电的提供者，为可再生能源为主体的能源系统提供灵活性服务。目前，虽然相关政策已经明确了储能独立市场主体的身份，也对储能容量价值予以肯定，但是真正决定电力系统灵活性的市场价值及其实现的市场机制并不完善。不论是电源侧、电网侧、还是用户侧，都没有实现储能价值的市场机制。当储能进入电力系统，提高了系统灵活性，降低了能耗损失，优化了能源系统结构，但其收益主要来自峰谷电价差，没有体现“谁受益、谁付费”的原则，缺少成熟的电力辅助市场机制及市场化的体系。当前国家和地方出台了一系列与储能有关的政策措施，但受储能产业技术、市场以及政策环境制约，储能还没有形成一个完整的产业，相关管理部门和能源系统也没有形成有效的协同发展机制。真正推动储能产业健康发展的政策机制需要在全面深化电力体制改革过程中逐步建立与完善。

 

 

除抽水蓄能外，其他类型的储能技术尚处于应用示范阶段或大规模应用起步阶段，仍需要持续研发和工程优化。随着能源系统低碳转型，“风光水储一体化”“源网荷储一体化”的基地建设，以及分布式能源的发展，电力系统对灵活性的需求越来越大，储能潜在应用场景也将不断出现，需要基于不同技术路线持续开发大容量、低成本、高效率、高可靠性与高安全性的适用技术。当前，各类储能技术成熟度总体不高，甚至技术相对成熟的电化学储能，仍然存在安全性、适应性以及成本等问题。由于缺乏有效的安全标准规范、项目系统集成水平偏低等因素，储能电站仍然存在安全风险隐患。由于尚未实现规模化应用，加之技术成本高，储能电站成本居高不下。

 

 

储能作为以新能源为主体的电力系统的重要组成部分，应作为独立的市场主体参与电力系统。但是当前的电力市场设计、电力体制都缺乏对储能快速发展的足够响应。与光伏发电、风电初期发展模式相似，储能相关产业体制机制要滞后于储能发展。更多依托原有能源企业捆绑发展，从而将储能成本内部化。事实上，当足够规模储能进入电力系统，发电、输电、配电和用电均能从储能的应用中受益，再不能体现“谁受益、谁付费”的原则，将导致投资主体缺乏足够热情。因此，充分激发市场各类主体投资储能的积极性，需要设计能够充分体现储能价值的电力市场，以及公平的收益分配机制。此外，储能除了应用于能源系统本身，与其他产业有机融合发展也成为新趋势。不同业态和应用场景，储能所提供的灵活性价值以及给各类主体带来的收益也会存在较大差异，这也给具体政策设计带来新的要求。

 

 

在技术层面，大规模储能对于电网的影响和响应需要进行科学验证。特别是需要对大规模储能是否具备足够的稳定性进行科学严格的论证。在价格机制层面，据测算，电化学储能电厂如果按照两部制电价方式，只能维持系统运行成本。如果参考抽水蓄能定价模式，则需要在土地利用等方面争取支持政策。在当前尚未形成完善的价格形成机制情况下，大规模储能电站依托市场机制发展面临巨大挑战。

 

此外，储能设备并网运行相关标准和安全规范不健全。技术标准是连接不同领域、不同设备共同参与电力系统时的重要节点和纽带。储能产业标准涉及设计、运输、安装、验收、投运、运维、灾后处理、电池回收等多个环节，目前储能行业标准体系还不完善，安全规范尚未形成。当前系统集成设计参差不齐，如何做到高安全、低成本、智能化和模块化，是目前储能产业亟待解决的问题。储能系统并网验收标准也不够完善。部分地区要求光伏强制配备储能，但对储能如何参与调度并没有明确，对调度的频次、充放电次数、放电深度也缺乏科学的核定。

 

 

“十四五”是实现“双碳”目标的重要时间段，是构建新能源为主体电力系统的关键时期。随着可再生能源装机的快速增长，电力系统的调峰需求进一步增大。在向新的电力系统转型初期，配置一定比例的储能是比较现实的调节手段。

 

 

根据《关于加快推动新型储能发展的指导意见》规划目标，到2025年实现新型储能（抽水蓄能以外的电化学储能及其它储能项目）从商业化初期向规模化发展转变，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦（30GW）以上；到2030年实现新型储能全面市场化发展，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。新型储能成为碳达峰、碳中和的关键支撑之一。可以估算，“十四五”时期，新型储能年均增长需要超过6GW。因此，储能将成为未来五年构建新型电力系统的重要支撑之一。

 

 

当前储能应用尚处在示范推广阶段，以电源侧储能为主。随着储能技术进步，电力市场不断完善，储能应用规模不仅在既有的领域有所拓展，而且将以新的业态融入更加细化的环节。一是新能源电站配套储能。“十四五”期间，现货电能量市场、辅助服务市场不断完善，储能市场价值将逐步在电力市场中得到体现，新能源电站配置储能会成为稳定新能源发展的重要手段。二是用户侧储能。随着电力市场化改革不断深化，分布式储能管理将会成为售电公司的重要业务之一。在电力辅助服务市场不断完善情况下，用户侧储能也可能作为第三方独立主体参与电力辅助服务市场。三是分布式发电交易配套储能。在市场化交易模式下，分布式发电项目可就近与用户进行交易，不需要过高的输配电成本，项目的经济性会有所提高。在完善的电力现货市场下，由越来越多的分布式发电自身解决交易偏差问题比统一集中调度更有效率。四是微电网内部储能。随着越来越多的微电网投资朝着商业化方向发展，储能的价值与效益必然要求在微电网内部得以体现。五是电网侧储能。储能技术在无功调节、自动发电控制、旋转备用、黑启动、自动电压控制、减缓电网升级等环节将发挥更大作用。六是增量配电网应用。由于增量配电网在配电、售电以及用户增值等环节都能提供服务，储能在增量配电网内会有更多应用场景和价值。

 

 

 

从整个低碳能源系统出发，科学理性看待储能作用，避免片面追求发展速度而忽视发展质量。储能产业健康发展很大程度上取决于艰难的电力体制改革和完善的电力市场设计。需要从顶层设计上统筹协调、同步推进储能发展与电力市场化改革，通过政策调整打通储能多重应用的制度性障碍，加速储能的商业化进程。“十四五”时期，储能应纳入国家规划，并且加强储能与电源、电网和清洁能源发展规划间的衔接。同时，制定“十四五”储能专项规划， 明确各类储能“十四五”以及中长期发展目标、重点任务和储能管理体制与发展机制。一是统筹推进电源侧储能项目建设，根据系统的实际需求，结合新能源电站项目，布局新能源+储能应用项目，为电力系统提供容量支撑和调峰能力以提高系统的灵活性与大型清洁能源基地的发电能力。二是优化电网侧储能布局，通过关键节点布局电网侧储能，提升大规模高比例新能源及大容量直流接入后系统的灵活调节能力和安全稳定水平。三是支持用户侧储能多元化，围绕分布式新能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等其他终端用户，探索储能融合发展新场景。

 

 

构建以市场为核心的储能发展机制，体现储能在新的电力系统中的商品属性。一是逐步建立储能价格形成机制。协同推进电力现货市场、辅助服务市场建设，通过市场竞价形成发用电价格，准确反映电能供求关系，鼓励储能参与电力现货和辅助服务市场，建立容量电价机制和储能成本补偿机制。电力现货市场和辅助服务市场建立前，价格主管部门应适时健全上网侧峰谷分时电价，逐步建立终端峰谷电价动态调整机制，利用高峰、低谷时段市场价差补偿储能运营成本。二是建立完善的储能价值评价体系。为储能产业构建公平的政策环境，通过完善的市场机制体现储能的多重价值。三是创新运营机制，引导建立“新能源+储能”“用户+储能”等发展模式，支持推广新商业模式、新业态的示范应用。

 

 

当前，实现“双碳”目标相对清晰的技术路线主要是，“可再生能源发电+储能” 和“ 煤电+CCUS”。储能以灵活性提供者角色将成为“可再生能源发电+储能”技术路线上不可或缺的一环，在很长时间内发挥稳定电力系统的重要作用。从这个意义上说，储能在能源转型过程中具有非常重要的战略意义。储能的技术研发要坚持核心技术自主可控和路线多元化的原则。一是对短板技术、核心技术坚持自主研发、自主可控。开展前瞻性、系统性、战略性储能关键技术研发，调动各方科研力量对储能理论和关键材料、单元、模块、系统中短板技术进行攻关，加快实现核心技术自主化，强化电化学储能安全技术研究。二是坚持储能技术多元化。除了目前相对成熟的电化学储能、抽水蓄能，其他类型的储能技术也存在突破的可能性，应在推动相对成熟的储能技术商业化应用的同时，构建储能技术创新研发平台，打造一批储能技术产教融合创新平台和包括政府、企业、科研机构在内的发展基金和创新联盟， 鼓励源网荷侧的其他类型的储能技术研发、试验和示范。三是坚持储能产业链培育与技术研发协同发展。通过重大示范项目建设推动储能核心技术装备自主可控，积极推动从生产、建设、运营到回收的全产业链发展。

 

 

一是建立健全保障储能产业发展的法律法规。积极探索储能在接入、交易结算等关键环节的政策，为储能提供公平的市场环境。完善储能安全与环保的政策法规。二是加快建立储能技术及应用标准体系。加强储能标准体系建设的顶层设计，规范储能不同应用场景标准，建立产业链全覆盖的技术标准体系。三是完善储能电站在设计、建设、并网运行、调度等环节的规范标准、安全标准体系以及突发应急反应机制。