“十四五”新型储能进展及趋势展望

背 景

在“双碳”目标引领下，我国能源系统正在经历深刻变化。一方面，2021年全国并网风电和太阳能发电新增装机容量分别达到4757万千瓦和5493万千瓦，占全年新建发电装机总量的58%，成为新增电源的主力。风电、太阳能发电合计装机容量达到6.4亿千瓦，装机规模直逼火力发电。另一方面，新能源消纳问题仍未得到解决，亟需一种平滑新能源输出的调节手段。发展新型储能是提升我国电力系统灵活性、打造新型电力系统、保障“双碳”目标如期实现的重要途径。根据中关村储能产业技术联盟不完全统计，截至2021年底，中国已投运的储能项目累计装机容量(包括物理储能、电化学储能以及熔融盐储热)达到45.74吉瓦，同比增长29%。其中抽水蓄能累计装机容量最高为34.5吉瓦，但电化学储能增速更快，尤其是锂离子电池储能已成为发展最快的新型储能技术。

尽管近年来新型储能装机增速迅猛，但其中也暴露了其成本偏高、安全性差、体制机制不匹配的问题。按储能电站系统成本1500元/千瓦时、电池循环寿命4000次、项目周期10年、充放电转换效率90%计算，储能电站单位千瓦时充放电成本约0.5元，明显高于抽水蓄能成本。在发电侧，若以10%功率2小时放电时长配置储能，风电、太阳能单位发电成本将提高5～8分/千瓦时，加大了新能源发电的平价难度。在用户侧，国家长期鼓励推广、逐步完善峰谷分时电价政策，但自工商业用户全面参与电力交易以来，电网企业代购电价普遍在0.25～0.5元/千瓦时，加上固定输配电价和政府性基金后，用户侧峰谷电价差大幅缩水，新型储能峰谷电价调节经济性不足。在电网侧，合理配置储能可提升现有输配电线路利用率、减少或延缓新建输配电设施投资，也可在电网事故时起到备用电源和应急供电的作用。但由于电价监审政策的收紧，电网企业参与新型储能投资运营的商业模式尚未理清，相关项目建设也相应放缓。

政 策

为推动储能产业的健康有序发展，国家发改委等五部委早在2017年10月就印发了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确发展储能的必要性和分阶段发展目标。此后在2021年7月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(下称《指导意见》)，提出到2025年，实现新型储能从商业化初期到规模化发展转变，装机规模达到30吉瓦以上。文件也明确给予新型储能独立市场地位，建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等市场准入条件、交易机制及技术标准，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务，并鼓励共享储能。电价机制方面，文件提出建立电网侧独立储能容量电价，并允许电网替代性储能设施纳入输配电价。在上述文件的基础上，2022年3月21日，国家发改委、国家能源局制定了《“十四五”新型储能发展实施方案》(下称《实施方案》)。相比此前文件，《实施方案》有以下特点：

降本目标定量化。近期，国内各地发电侧储能项目普遍面临经济性不足的问题，电量平价新能源发电项目配置储能难以盈利，降低成本成为新型储能发展的必由之路。此次《实施方案》聚焦当前新型储能行业痛点，强调到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件，并明确了电化学储能系统成本降低30%以上的发展目标。

技术路线多元化。近期我国新型储能技术主要以锂电池储能为主，在前期动力电池市场高速增长下，锂电池储能成本降速正在逐步趋缓。2021年以来，新能源汽车爆发式增长拉动碳酸锂等锂电池上游材料涨价，预计随着全球新能源汽车需求持续高速增长，锂电池成本下降压力加大。文件将“强化技术攻关，构建新型储能创新体系”作为重要工作，提出加大钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池等多种储能技术关键核心技术装备研发力度，加快新型储能成本下降速度。

示范工作具体化。在此前《指导意见》“大力发展发电侧、因地制宜发展电网侧、灵活多样发展用户侧”思路基础上，《实施方案》突出了以多元技术路线、多场景区域、多时间尺度推动示范工作，并明确了青海、张家口等新型储能重点示范区域。此外，在规模化发展方面，文件更强调要“稳妥推进新型储能产业化进程”，促进产业高质量发展。

政策机制精细化。《实施方案》提出要继续研究新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，在“新能源+储能”激励办法、电网侧储能成本疏导、用户侧储能价格机制等方面也进一步呼应了前期政策导向。

前 景

“十四五”是我国新型储能发展的关键期，要推动产业持续高质量发展，建立健全适应新能源和新型储能的政策体系，以及推动新型储能自身技术进步缺一不可。

政策层面，2021年1月，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省(区、市)/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。2021年8月，国家发改委印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，明确新增风电、光伏项目可选择15%功率/4小时时长(逐年调整)配置化学储能完成市场化并网，储能电站获得相应容量租赁补偿。2022年2月，国家电投海阳101兆瓦/202兆瓦时储能电站成功完成山东电力现货市场日前交易，储能电站获得现货市场及容量租金双重收益。近期国家电网也提出积极支持新型储能规模化应用，提出力争到2030年公司经营区电化学储能由300万千瓦提高到1亿千瓦。

技术层面，随着锂电池原材料供需矛盾的不断加剧，近期锂电池储能成本呈现上涨趋势，国内锂电池正极材料上游原料电池级碳酸锂价格从2021年初5万元/吨快速上涨至2022年初50万元/吨，六氟磷酸锂价格从11万元/吨上涨至55万元/吨，材料成本端综合涨幅超过2倍，电池整体成本涨幅达到50%。受电池成本上升影响，锂电池储能电站系统成本从2021年初约1500元/千瓦时上涨至近1800元/千瓦时。考虑到动力电池市场需求和上游产能爬坡速度，预计短期内上游原材料稀缺形势仍将持续，锂电池储能成本下降面临较大阻力。《实施方案》提出通过试点示范有望加速新型储能技术多元化和成本下降，有利于形成新型储能商业模式。

在推进新型储能技术发展的同时，也需要看到一些新模式、新业态的变化。例如随着电动汽车的普及，越来越多的有序充电、V2G、换电站等车网互动项目落地;绿氢产业的持续升温也提升了各界对氢储能的关注度。在“双碳”目标倒逼下，各类跨界元素也将深度参与电力系统运行，与储能技术共同构建新型电力系统。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年04期，作者单位：国家发改委能源研究所