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　　寒冬过后，储能市场迎来多项利好：《关于加强储能标准化工作的实施方案》（简称《方案》）、《储能技术专业学科发展行动计划（2020—2024年）》（简称《行动计划》）相继发布；国网加码综合能源服务，探索储能发展新路径和模式；江苏、河南、浙江等多地出台发展方案，支持储能发展……

　　

　　2020年是“十三五”的收官之年。面对新形势、新变化，储能产业能否触底上扬，获得新一轮发展机遇？

　　

　　（文丨本报记者 樊桐杰）

　　

　　“《方案》《行动计划》的实施

　　

　　表明了国家大力发展储能产业的决心”

　　

　　“储能技术在促进能源生产消费、开放共享、灵活交易、协同发展，推动能源革命和能源新业态发展方面发挥着至关重要的作用。”2月，教育部、国家发改委、国家能源局联合发布的《储能技术专业学科发展行动计划（2020—2024年）》给予储能这样的定位。

　　

　　《行动计划》指出，要加快培养储能领域“高精尖缺”人才，增强产业关键核心技术攻关和自主创新能力，以产教融合发展推动储能产业高质量发展。记者了解到，目前，西安交通大学已获得教育部批准，增设储能科学与工程专业。

　　

　　在此之前，1月，国家能源局会同应急管理部、国家市场监督管理总局共同发布了《关于加强储能标准化工作的实施方案》，提出我国储能标准化建设的目标，并就重点任务和保障机制作了工作安排。

　　

　　“以上两项措施的及时出台，将有力推动完善储能标准体系建设，加快建立发展储能技术学科专业，从组织实施、扶持政策、人才保障、国际合作和发展环境等方面满足产业发展需求。” 中国化学(6.410, 0.09, 1.42%)与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇表示，这些措施的实施，表明了国家大力发展储能产业的决心，将有效引导社会各界打消对储能产业发展的诸多疑虑，提升社会接受度，最终形成利于储能产业发展的良好社会环境。

　　

　　“电网侧储能将朝

　　

　　稳中向好的局面持续推进”

　　

　　2019年底，国家电网曾下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》，指出“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧化学储能设施建设；不再安排抽水蓄能新开工项目”。

　　

　　如今，情况正悄然生变。2月18日，国家电网山西垣曲抽水蓄能电站开工，装机容量120万千瓦，工程总投资79.6亿元，计划2028年全部投产。与此同时，山东、河南、山西、福建等地均将抽水蓄能列入2020年重点项目。

　　

　　抽水蓄能迎来发展曙光，电网侧储能会否重启的议论也随之而来。对此，刘勇表示，抽水蓄能具有建设容量大、调节能力强、运行性能稳定、使用寿命长等特点，但建设周期长达 7-8 年，环评要求高、运维成本高；而电化学储能具有选址布置灵活、建设周期短、响应速度快等特点，但安全性有待提升，成本较高，两者具有优势互补性，需要统筹协调。

　　

　　事实上，今年出台的部分政策已释放出发展电网侧储能的积极信号。2月3日，国家电网印发2020年改革攻坚重点工作安排，强调要落实储能等新业务实施方案；2月13日，国家电网公司党组书记、董事长毛伟明调研时强调，要积极研究探索储能发展路径和模式，结合特高压建设和新能源消纳需求，形成一套成熟的技术和商业模式，未来实现储能与电网的平衡发展；浙江省发改委、能源局印发的《2020年浙江省能源领域体制改革工作要点》中明确提出，2020年前适时启动电网侧、电源侧、用户侧储能示范试点；江西省印发的《江西省新能源产业高质量跨越式发展行动方案（2020—2023年）》指出，要开展综合性储能技术应用示范。

　　

　　刘勇认为，在一系列国家层面和地方政府政策的支持下，电网侧储能将朝着稳中向好的局面持续推进。他认为，随着储能技术经济性不断提升，在未来的电网规划中，对于调峰、调频等可以通过参与市场方式获利的电网侧储能，可考虑由第三方机构投资，收益方式和水平由市场需求决定；用户侧储能属于用户内部资产，无法计入电网有效资产，电网主业不应参与投资建设，第三方单位可以根据需要和市场空间自行建设，但要积极引导用户侧储能参与电网需求侧响应、电量平衡和负荷特性改善，优先在电网调节有困难、改造升级成本较高的地区投资建设，发挥降低电网峰谷差、缓解局部电网供需紧张等作用。

　　

　　“以市场化机制

　　

　　引导储能产业健康发展”

　　

　　在经历了2018年的爆发式增长后，2019年，储能市场进入减速调整期。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计数据显示，截至2019年底，我国储能项目累计装机规模32.3GW，其中，电化学储能装机规模1576.1MW，占比4.9%。

　　

　　根据《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》， “十三五”期间，储能要由研发示范向商业化初期过渡；“十四五”期间，实现商业化初期向规模化发展转变。

　　

　　储能要大规模发展和应用，离不开成熟的电力市场。刘勇表示，目前，我国电力市场改革尚处于过渡期，各省电力现货市场和调频辅助服务市场正在推进建设，容量市场有待打开建设新局面。

　　

　　据了解，全国各地已有10多个地区和省市将符合准入条件的储能项目纳入辅助服务市场，并允许其以独立主体身份参与市场。江苏、上海、河南、山东等地还启动了电力需求响应市场，进一步探索储能项目建设的收益模式。

　　

　　刘勇认为，要以市场化机制引导储能产业健康发展，实施合乎新时代要求的储能产业政策，这将为我国实现从储能生产制造大国向技术强国的战略性转变，提供巨大支持作用。具体政策建议包括以下几个方面：

　　

　　明确储能电站市场地位，赋予储能电站所提供价值的合理收益；

　　

　　建立用户侧峰谷分时电价定期评估和动态调整机制，统筹考虑各地区供需平衡、储能规模等，按照“一省一策”择机推动价格调整；

　　

　　建议在电力市场交易试点省份，探索储能在电力辅助服务及需求侧响应领域的定价交易政策及模式；

　　

　　在可再生能源增长较快的地区，酌情要求集中式新能源项目配置一定比例的储能，保障电网安全稳定运行及可再生能源发电的高效运行；

　　

　　扩大储能项目采购支持力度，鼓励推出储能项目金融税收优惠政策、税收减免或贷款优惠等；

　　

　　创造长期稳定的政策环境，避免频繁变动。

　　

　　在未来高比例可再生能源接入的背景下，储能应用或将从“锦上添花”变成“不可或缺”的关键支撑技术。中国化学与物理电源行业协会预测，2020年全国电化学储能新增装机在700MW左右，2020年电化学储能市场累计装机有望达到2.0-2.2GW，主要以“新能源+储能”和调频储能项目为主。