一、新能源發展情況

1、現狀

新能源裝機規模持續擴大，產業布局不斷優化。截至2018年底，全國風電、太陽能發電裝機容量分別達到1.84、1.74億千瓦，占全國總發電裝機容量的9.7%、9.2%，比上年分別提高0.5、1.9個百分點。全國海上風電累計裝機容量444.5萬千瓦，占風電總裝機容量的比重為2.4%，比上年提高了0.7個百分點；分布式光伏發電項目累計裝機容量5061萬千瓦，同比增長70.7%。

新能源發電量穩步增長，利用水平連續提高。2018年，全國風電、太陽能發電量分別為3658、1769億千瓦時，比2017年分別增加20.1%、50.2%；占全國總發量的5.2%、2.5%，比上年分別提高0.5、0.7個百分點。全國平均棄風、棄光率分別降至7%、5%，比2017年降低了5.3、2.8個百分點。

2、政策

2019年以來，隨著《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》《關于完善光伏發電上網電價機制有關問題的通知》《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》《關于完善風電上網電價政策的通知》《關于2019年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》等文件的相繼出臺，新能源高質量發展的目標引導、消納保障、建設管理和上網電價等方面的機制日趨完善，風電和光伏發電開始從標桿電價階段過渡到平價和競價階段，市場在資源配置中也開始發揮越來越重要的作用。目前，我國已逐步形成包括發展規劃、市場監管、產業激勵、技術規范、并網消納、電價與補貼、稅收減免、金融服務及其他輔助支持政策等在內的較完整的新能源政策法規體系。

二、儲能發展情況

1、現狀

截至2018年底，全國已投運儲能項目累計裝機規模3130萬千瓦左右（居全球首位），同比增長8.2%。其中，電化學儲能累計裝機規模107.3萬千瓦，同比增長近2倍，三年平均年增速達到94.7%；其占全國已投運儲能項目累計裝機規模的比重為2.4%，較2017年上升了1.1個百分點。在各類電化學儲能技術中，鋰離子電池的累計裝機規模最大，為75.9萬千瓦，占全國電化學儲能累計裝機規模的70.7%。

2018年，全國新增投運儲能項目的裝機規模為2.4GW，其中電化學儲能占比近三分之一，約為28.5%。

2、政策

儲能政策可分為直接類與間接類。直接類政策主要有國家發展改革委、國家能源局等五部門聯合印發的《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》（以下簡稱《指導意見》）、國家發展改革委、國家能源局等四部門聯合印發的《貫徹落實<關于促進儲能技術與產業發展的指導意見>2019-2020年行動計劃》（以下簡稱《行動計劃》）等。其中，《指導意見》是中國儲能產業的第一個指導性政策，針對儲能技術與產業發展過程中存在的政策支持不足、研發示范不足、技術標準不足、統籌規劃不足等問題，提出了未來10年中國儲能技術和產業的發展目標和重點任務，要求分兩個階段推進相關工作，第一階段實現儲能由研發示范向商業化初期過渡，第二階段實現商業化初期向規模化發展轉變。《行動計劃》則是對《指導意見》的進一步落實，給出了儲能技術研發、政策落實、示范應用以及標準化等方面的工作措施，是實現儲能第一階段的具體安排，為下一階段指明了方向。

儲能間接支持類政策主要包括能源發展規劃類政策（從技術研發創新和技術推廣應用兩方面對儲能發展提出要求，如“十三五”規劃等相關文件），電價類政策，新能源發展類政策，新能源汽車類政策等。其中，新能源發展類政策通過鼓勵配套建設儲能裝置在一定程度上推動了儲能的發展。電價類政策是直接與儲能盈利模式相關聯的政策，主要有輔助服務補償（市場）機制、峰谷分時電價政策、兩部制電價、需求響應補貼激勵等，如各區域“兩個細則”、地方電力輔助服務市場交易規則等，明確了儲能參與市場的主體身份以及補償方式；又如新修訂的明確了電儲能設施費用不得計入輸配電定價成本的《輸配電定價成本監審辦法》。

3、商業模式

在當前的政策環境下，我國儲能的商業運營模式主要可歸為三類：基于電力輔助服務市場的商業模式，基于峰谷電價差套利的商業模式和間接盈利的商業模式。此外，通過創新模式和理念，個別省份探索性試點開展基于區塊鏈的“共享儲能”商業運營與交易模式的研究工作。

基于電力輔助服務市場的商業模式在發電側主要指火儲AGC聯合調頻，以火電企業為輔助服務提供及費用結算的主體，儲能在火電企業計量出口內建設，協同跟蹤調度指令提高AGC調節性能并聯合計量，以獲得補償收益，補償標準按照各地輔助服務規則執行。在電網側主要是儲能通過“經營性租賃”或“合同能源管理+購售電”等運營途徑提供削峰填谷、調頻、備用等輔助服務。在用戶側主要是儲能通過需求側響應提供電力輔助服務。

基于峰谷電價差套利的商業模式主要是用戶側儲能利用分時、實時、尖峰電價等政策，合理錯峰用電，降低電力使用成本，通過峰谷電價差套利。

間接盈利的商業模式主要有在新能源電站安裝儲能以平滑功率波動，減少新能源預測偏差考核費用，減少棄限電帶來的發電收益損失，間接提升企業經濟效益。通過加裝儲能設施延緩區域配電網擴容，節省電網建設費用，間接提升電網經濟效益。用戶側基于兩部制電價的激勵，安裝儲能以減少最大用電需量，降低基本電費，間接提升用戶經濟效益。

探索性的商業模式主要有共享儲能，是以電網為紐帶，將獨立分散的電網側、電源側、用戶側儲能電站資源進行整合，由電網來進行統一協調，推動源網荷各端儲能能力全面釋放，可以有效緩解清潔能源高峰時段電力電量消納困難，實現了在服務模式和技術應用上的創新。

三、主要問題

1、新能源

一是“雙棄”壓力仍在，新能源消納問題依然不容忽視。部分地區仍存在較突出的新能源消納困難，2018年，棄風主要集中在新疆、甘肅、內蒙古，棄風率分別為23%、19%、10%；2019年上半年，新疆、甘肅、內蒙古的棄風現象仍較為嚴重，棄風率分別為17.0%、10.1%、8.2%。棄光主要集中在新疆和甘肅，2018年新疆、甘肅棄光率分別為16%、10%；2019年仍遠高于全國平均值，分別為11%、7%。

二是靈活性資源不足，電力系統靈活調節能力有限。截至2018年底，我國發電裝機容量達到19億千瓦，其中風電、光伏發電等新能源裝機占比達到19%，但抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源裝機占比僅不到6%，遠低于美國（49%）、西班牙（34%）、德國（18%）等發達國家。

三是補貼缺口不斷增大，部分新能源企業資金鏈斷裂。根據財政部《2019年中央財政預算》，2019年可再生能源電價附加支出預算數為866.1億元，而目前國內新能源補貼缺口已達2000億元左右；龍源電力、華能新能源、大唐新能源等公司的新能源補貼欠款均在100億元以上，但今年出臺的新政策主要解決的是新增新能源項目的補貼問題，未考慮存量新能源項目的補貼問題，補貼需求仍將繼續增長。

2、儲能

一是可持續市場模式有限，投資風險增加。發電側儲能的火儲聯合調頻應用模式方面，參與調頻的主體仍是火電機組，且投資回收具有不確定性。電網側儲能項目大都由電網系統內企業作為項目投資方，負責項目整體建設和運營，但由于目前電儲能設施的費用不得計入輸配電定價成本，儲能項目投資費用無法得到疏導。用戶側儲能收益方式尚難以擺脫峰谷價差依賴，由于儲能設備前期投入較大、收益來源單一，成本回收周期較長，尤其是近兩年的降電價措施進一步延長了投資回報周期。

二是技術仍待突破、成本仍需下降。綜合而言，電化學儲能技術中，除鉛酸電池外，我國其他電池儲能技術的成本與商業化應用仍存在一定的差距。

三是安全事故頻發、標準亟需完善。電化學儲能技術路線和技術產品眾多，但尚沒有哪種技術能夠完全滿足循環壽命長、可規模化大、安全性高、經濟性好和能效高等五項儲能關鍵應用指標。我國雖已出臺數部儲能相關標準，但體系建設仍不完善，在儲能項目建設方面，消防、土地、環保、交通等部門對儲能項目建設的相關審批要件缺乏認定標準。在項目運行方面，技術、運行和安全管理方面標準不完善，相關管理規定和辦法亟需出臺。具體到安全性方面，主要體現在系統風險識別與評估要求的缺少、BMS功能安全評估的缺失、BMS未結合系統進行整體評估，在外殼、保護接地、端子和線纜、文檔信息以及其他關鍵組件的要求上缺乏詳細的規范或明確的指引等。

四是激勵機制不足、政策仍需完善。雖然東北、新疆、福建、甘肅、安徽、江蘇等地區均提出電儲能可作為獨立的市場主體參與調峰、調頻等電力輔助服務交易，但是獨立儲能電站并網的相關調度策略和技術規定、電力系統接入標準、儲能系統的充放電價格、獨立計量和費用結算等方式都尚無明確規定，僅在廣東進行了試點。

四、展望

一是新能源規模布局不斷優化，利用水平持續提高。初步預測，到2025年，全國風電、太陽能發電裝機容量將分別達到3.5億、3.4億千瓦，占全國總裝機容量的比重分別為12.7%、12.4%。2030、2035年，全國風電、太陽能發電裝機容量將分別同時達到5.0億千瓦和7.0億千瓦，占全國總裝機容量的比重分別為15.1%和18.4%。到2025、2030、2035年，風電發電量將分別達到7350億、11000億、15400億千瓦時，占全國總發電量的8.0%、10.5%、13.5%；太陽能發電量將分別達到4121億、6060億、8484億千瓦時，占全國總發電量的4.5%、5.8%、7.4%。

二是新能源建設成本持續降低，補貼退坡步伐加快。風電方面，“三北”、福建、河北、山東、廣西、江蘇、浙江等地區由于風能資源條件優越，風電建設成本和非技術性成本較低，預計2020年可以實現無補貼上網。太陽能發電方面，河北、四川、山東、遼寧、內蒙古、青海、黑龍江、吉林等省份，由于資源條件優良、建設成本和非技術成本較低，預計集中光伏電站2020年可以實現平價上網。

三是儲能作用持續增強，發展前景光明。據相關研究測算，到2035年，全國儲能裝機規模將達2億千瓦，其中抽水蓄能裝機將達到1.5億千瓦，電化學儲能等其他形式儲能裝機規模將達到5000萬千瓦；至2035年，儲能可增加新能源消納電量2100億千瓦時。

四是電池儲能成本加速下降，但短期內無明顯優勢。據初步估計，到2025年，電化學儲能電池度電成本將下降至少30%～40%左右或更高，度電成本將低至0.36～0.86元/千瓦時之間或以下，但短期內仍無法全面與其他電源相競爭。

五、政策建議

一是以更宏觀的視角審視儲能定位，評估儲能在電力系統中的綜合作用，做好儲能在各環節的布局與配置。儲能問題需要通觀全局進行把控，需要站在能源轉型、各類能源品種平衡的角度審視儲能定位。建議綜合評估儲能在發電側、電網側、用戶側發揮不同作用的市場潛力及效益，制定儲能技術發展路線圖，將各類儲能列入能源電力規劃，從空間、規模、技術等方面給予政策引導，科學做好儲能在電力系統各環節的布局與容量配置，同時由市場來合理調節。

二是強化扶持，完善體制機制，促進儲能在各領域發展。從電源側儲能的發展場景看，需要警惕考核細則變動給火儲聯合調頻市場中已有項目帶來的風險，提防零和游戲下的惡性競爭問題。光伏配套儲能的發展潛力大，從行政許可法的要求看，不宜強制要求現有新能源企業加裝儲能設施，可以從鼓勵、優化新能源出力等方面給予加裝儲能的新能源電站更多優惠政策；對于新建新能源項目，一是鼓勵各個地方根據實際情況，給予新能源項目配套儲能裝置專項補貼、儲能項目初裝補貼或者度電補貼，二是建議研究新建新能源配套儲能裝置打捆項目整體納入新能源補貼的可行性。

從電網側儲能的發展場景看，儲能的各種作用價值在電網系統中都可以實現，電網側儲能仍是儲能重要的發展方向之一，但電網企業發展儲能需要進行監管，既要發揮電網企業建設運行儲能的各項優勢，也要兼顧市場的公平性，如在對電網安全極端重要的領域可由電網企業來投資建設儲能，其它領域可放開市場、公平競爭，且需要系統研究電網側儲能監管機制及價格疏導機制。一方面，建立區域內各相關單位共同參與決策和協調的機制，對新建及現有電網側儲能項目的全流程進行監管。另一方面，在公正、公平的基礎上，引導社會各種資本投資電網側儲能系統，在此基礎上建立市場機制進行價格疏導。

從用戶側儲能的發展場景看，需持續關注電價政策、電力市場建設等對利用峰谷電價差的儲能應用模式的影響。

此外，對于具有新能源發電、儲能作用的光熱發電技術應給予更多的關注和支持。

三是穩步推進現貨市場、輔助服務市場等市場化機制建設，加快儲能參與電力市場的進程。“還原能源的商品屬性”是電力市場改革的核心要義，開放、規范、完善的電力市場是儲能真正發揮儲能反映電能特定時間、特定空間價值等優勢的舞臺，須通過完善輔助服務市場、現貨市場等市場化機制，形成儲能參與調峰、調頻、備用、黑啟動等輔助服務的市場價格等。當前，應通過電力市場、兩部制電價等方式率先解決可靠性高、經濟性好的抽水蓄能價格疏導問題。

四是科技創新，提升自身技術水平，促進儲能行業高質量發展。不斷提高儲能的安全性、經濟性、可靠性和壽命是當前除抽蓄外其他儲能技術最緊迫的任務。針對發電側儲能的特定需求，開發高能量密度、高轉換效率、長壽命、高安全性能、單體大容量的新型儲能技術，以降低儲能系統的應用成本。加大力度破解儲能系統安全問題，研究優化電化學儲能系統拓撲結構設計，解決多電池串并聯失穩等問題。開發高準確度的監測和控制技術，實現儲能系統的優化運行和狀態預測，以提升儲能的技術經濟性。同時，基于電力市場化改革，因地制宜、充分利用區域性的市場規則，結合不斷提高的儲能技術水平，創新發展儲能多元化的商業模式。

五是標準引領，完善儲能技術標準體系。需要繼續加快儲能規劃、設計、設備、試驗、施工、驗收、并網、運行、維護等儲能全生命周期的標準出臺，建成從規劃設計、建設運行、設備維護等全過程的儲能安全防控體系。