中國儲能網(wǎng)訊：對于儲能技術在我國下一階段的能源發(fā)展規(guī)劃中有著多么重要的地位，已經(jīng)不必多加贅述。
從2021年發(fā)布的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》（后簡稱《指導意見》），到今年2月份發(fā)布的《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》（后簡稱為《實施方案》），儲能技術與儲能行業(yè)未來的發(fā)展將會如何？總結下來，我們認為可以大體用以下三部分內容總結：技術有側重、方向有傾斜、環(huán)境有保障。
一、技術有側重
我們在往期文章《如何給電力系統(tǒng)裝一塊電池？》中介紹過，新型儲能的種類繁多，大的類別可以分為電化學儲能與物理儲能，細分又可以有鋰電池、鈉電池、壓縮空氣、飛輪儲能等。在資源有限的情況下，對于不同類別的儲能如何對待，如何扶持，是亟待明確的重要問題。
從技術方向上，《實施方案》主要對“推動多元技術開發(fā)”以及“‘十四五’新型儲能核心技術裝備重點攻關方向”進行了分析說明。從順序上來說相對靠前的幾種儲能方式為鋰離子電池、鈉離子電池、液流電池、壓縮空氣儲能，文件行文順序的區(qū)別也一定程度上代表了投入意愿的差異。
而根據(jù)儲能技術的不同，攻關的方向也有所差異。
鋰離子、鈉離子為標志的電化學儲能方式，在所有的儲能方式中相對成熟，尤其是鋰離子電池，可以說是目前最成熟的儲能方式之一，其核心攻關目標在于降成本、提效益，進一步擴大商業(yè)化應用規(guī)模，因此在《實施方案》中也提出了“電化學儲能技術性能進一步提升，系統(tǒng)成本降低30%”的具體目標；而液流電池與壓縮空氣儲能作為大規(guī)模新型儲能的主要代表，受制于技術成熟水平、一次投資規(guī)模等因素，其商業(yè)化道路仍困難重重，因此當前階段的主要目標則是“實現(xiàn)工程化應用”，從技術與經(jīng)濟的角度驗證項目的可行性。
除了以上儲能本體的技術攻關外，儲能的全過程安全、儲能的智慧調控也是十四五期間儲能發(fā)展的重要方向，值得進一步的投入資源與精力開展研究。
二、方向有傾斜
儲能根據(jù)開發(fā)主體與具體作用，大體可以分為源側儲能、網(wǎng)側儲能與負荷側儲能。而從表述方式來看，對三種儲能的態(tài)度截然不同，尤其是與去年發(fā)布的《指導意見》相比，對網(wǎng)側儲能的態(tài)度逐漸趨于保守。
《指導意見》：大力推進電源側儲能項目建設；積極推動電網(wǎng)側儲能合理化布局；積極支持用戶側儲能多元化發(fā)展。
《實施方案》：加大力度發(fā)展電源側新型儲能；因地制宜發(fā)展電網(wǎng)側新型儲能；靈活多樣發(fā)展用戶側新型儲能。
源側儲能
對于源側儲能，其建設主體一般為發(fā)電企業(yè)，作用為平抑電源波動，提升可再生能源并網(wǎng)的友好性，其成本可以作為電廠的建設運營成本，由發(fā)電側市場疏導，由于此類儲能方式權責清晰、作用明顯、商業(yè)模式成熟，國家的態(tài)度一貫是大力支持。
網(wǎng)側儲能
與源側儲能相比，文件對網(wǎng)側儲能的態(tài)度則趨于保守，由《指導意見》中的“積極推動”變成了《實施方案》中的“因地制宜”，較為嚴格地限制了網(wǎng)側儲能的4個主要的應用場景，分別是存在穩(wěn)定性問題的“關鍵節(jié)點”、電網(wǎng)薄弱區(qū)域、能夠延緩降低電網(wǎng)投資、需要高可靠性的重要電力用戶。并在后面的行文中進一步明確了“合理確定電網(wǎng)側儲能的發(fā)展規(guī)?！薄?
之所以對網(wǎng)側儲能做了重重限制，可能的原因是這部分的成本疏導機制尚不健全。隨著電改“管住中間，放開兩頭”的政策推進，電網(wǎng)將逐步轉變?yōu)檩旊姺掌髽I(yè)，僅收取合理的輸配電價，不再以“低買高賣”的模式賺取利潤。輸配電價則需要由政府根據(jù)電網(wǎng)的一次投資及運營成本等因素進行核定。
網(wǎng)側儲能雖然對電網(wǎng)極其友好，但其高昂的投資成本如果由電網(wǎng)承擔，是否納入輸配電價核算就成了大問題。如果納入，高昂的投資成本勢必拉高電費，但如果不納入，電網(wǎng)又沒有充足的投資意愿，因此在尚未建立起完善的成本疏導機制前，網(wǎng)側儲能一般只能在最需要他的地方出現(xiàn)，而“完善電網(wǎng)側儲能價格疏導機制”也被寫入了本次的《實施方案》。
負荷側儲能
負荷側儲能則作為一種新興的儲能模式，目前正在探索與發(fā)展過程中，因此百花齊放、靈活多樣是目前負荷側儲能發(fā)展的主題。作為最接近市場的儲能模式，可以很清晰的感覺到，《實施方案》極力想從技術與機制層面建立起一套對負荷側儲能友好的市場環(huán)境，引導與支撐用戶側儲能發(fā)展，具體將在下一節(jié)中詳述。
三、環(huán)境有保障
負荷側儲能作為亟需引導與發(fā)展的儲能模式，是下一階段儲能發(fā)展的重要扶持對象。為了搭建起一個相對友好的市場與政策環(huán)境，《實施方案》也為一些可能將要頒布的政策與發(fā)展方向進行了提前吹風。
目前，負荷側儲能盈利的主要模式有2種：第一種是基于價格的盈利機制，利用峰谷電價差，低買高賣賺取差額利潤；第二種則是基于市場的盈利機制，儲能通過為電網(wǎng)提供調峰調頻等輔助服務，賺取對應的服務費用。
基于價格的盈利機制
此種模式下，儲能的商業(yè)化主要取決于儲能自身的成本與峰谷電價差，成本越低，峰谷電價差越大，儲能的利潤空間就越豐厚。
如前文所述，“成本降低30%”已經(jīng)作為了《實施方案》的整體目標，不再贅述。關于峰谷電價差的擴大，《實施方案》中也有專門的描述：
“完善鼓勵用戶側儲能發(fā)展的價格機制。加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，拉大峰谷價差，引導電力市場價格向用戶側傳導，建立與電力現(xiàn)貨市場相銜接的需求響應補償機制，增加用戶側儲能的收益渠道?！?
可見，后續(xù)“分時電價”與“尖峰電價”機制將逐步在全國各省鋪開，峰谷價差將進一步拉大，負荷側儲能市場空間將進一步拓展。
同時，這一段中還提到了另一種相對小眾的市場形式——需求響應。也就是電網(wǎng)根據(jù)自己的運行情況向市場中的不同主體發(fā)布調節(jié)目標，并支付相關費用，負荷側主體根據(jù)自己的能力進行響應。
目前，這一機制已在13個?。▍^(qū)域）開啟，基本目標大多是構建占上年最大直調用電負荷3%~5%的需求側機動調峰能力，其中上海、江蘇、江西、山西、華北這些條件成熟、起步較早的區(qū)域，在響應資源方面的嘗試也比較多元，啟動探索電動汽車、虛擬電廠、居民用戶的參與。
但是，目前這些需求響應機制所支付的費用來源并沒有非常好的疏導形勢，部分省份只能采用尖峰電價、跨省跨區(qū)可再生能源交易盈余資金、計入供電成本等方式，市場化程度低，可持續(xù)性差，未來仍有待進一步發(fā)展。
基于市場的盈利機制
針對提供輔助服務的盈利模式，目前，我國的輔助服務市場仍然不夠健全，各地雖然逐步建立起了小范圍的輔助服務市場，但交易品種少、參與主體少等問題依然存在。因此，《指導意見》也在行文中對相關問題提出了意見與方向：
完善適合新型儲能的輔助服務市場機制。推動新型儲能以獨立電站、儲能聚合商、虛擬電廠等多種形式參與輔助服務，因地制宜完善“按效果付費”的電力輔助服務補償機制，豐富輔助服務交易品種，研究開展備用、爬坡等輔助服務交易。
從行文中可看出，未來輔助服務市場的發(fā)展主要有以下要點：
一是參與主體要擴充，儲能可根據(jù)自身的特性、形式與運營模式，以不同的主體身份參與市場，擴大了市場規(guī)模；
二是補償機制要進一步完善，目前我國的輔助服務補償機制并不能完全反映電力系統(tǒng)所需，相應的成本支付也未能通過市場向實際受益方傳導，這在下一階段需要通過機制的設計進一步完善；
三是擴大輔助服務交易品種，從傳統(tǒng)的調峰調頻，向備用、爬坡擴張，豐富儲能的盈利手段。
綜合以上市場與機制上的變化，負荷側儲能很可能將進一步迎來更多的機遇與發(fā)展空間。
本文來自微信公眾號：果殼硬科技 （ID：guokr233），作者：凌霜微雨
