新型储能产业发展进入快车道 建立市场机制推动产业高质量发展

日前，备受瞩目的储能顶层设计文件《“十四五”新型储能发展实施方案》终于出台，与此前的《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》相比，出现了几个重要变化。

首先，从《指导意见》到《实施方案》，说明了储能产业应用的重要性和紧迫性。储能是电力系统不可或缺的灵活性调节资源。储能系统如何建设、使用，在一定程度上影响着电力结构调整进度。在全球大力推进“碳中和、碳达峰”行动的背景下，全力提升储能产业技术进步和规模化发展迫在眉睫。《实施方案》相比《指导意见》具备更强的操作性，可以更加有效地促使产业链上下游跟进政策脚步，以稳中求进的思路推动新型储能高质量、规模化发展，为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供有力支撑。

其次，市场化机制成为推动储能产业高质量发展的主要驱动力。在《实施方案》中，多处提及“市场化”关键词，在体现了市场化导则的同时，也是对部分地区强配储能的纠偏。

此前，全国有超过20个省（区）出台相关政策，要求新建大型新能源场站必须配置5%-20%的储能，时长1-4小时不等。然而，从2021年各地配建的储能项目来看，问题逐渐暴露：强制配建的储能电站增加了新投资成本，拉低经济性的同时还影响了投资积极性，进而延缓了项目落地执行进度；强制配建的储能电站没有明确的收益来源，建设成本无法有效疏导，易引发恶性市场竞争，为降低成本而降低配置甚至使用劣质组件，带来安全隐患，不利于储能产业健康有序发展和技术提升。此外，强制配建的储能电站建设完成后，没有明确的调用机制和合理的价值评定办法，储能调用次数得不到保障，设备利用率不高，造成灵活性调节资源浪费和资产浪费。在此情况下，新型储能等新产业新业亟须市场化机制引导推动发展。

此外，《指导意见》中的30GW在《实施方案》中并未提及，真正落实了“市场化”的意义。在电力市场机制相对完善的情况下，系统内需要多少储能、哪里需要储能，会通过市场化模式形成最优配置，而并非通过强制行政命令或人为规划目标来实现，可促使产业发展更加科学有序。

此外，《实施方案》更加强调试点和示范的价值。储能在电力和能源系统的应用上处于起步阶段，尚未具备全面推广的条件。在这一阶段，需要结合各类场景和不同需求、针对不同技术路线开展试点示范，这样一方面能够明确储能技术规模化发展所需的政策和机制，另一方面鼓励各类市场主体积极开展技术和商业模式创新，同时由市场对储能的技术路线自发做出选择。与此同时，经过多次试点和示范项目，可以避免未来在更大规模的推进过程中走入错误路径，从而导致不必要的损失。

《实施方案》从应用层面提出尝试“多条腿走路”相关要求，指出要配合沙漠、戈壁、荒漠等地区大型风电光伏基地开发，研究新型储能的配置技术、合理规模和运行方式，同时还要提升海上风电消纳利用水平和容量支撑能力，探索开展新型储能配合核电调峰调频及多场景应用等，这被视为是针对当前新能源消纳、利用中存在的短板问题。

在新形势下，分布式光伏配置储能大有前景。推动分布式光伏和分散式储能相结合，“散”可在用户端构建小型微电网，成为大电网的有效补充；“聚”可成虚拟电厂，通过综合调度、控制管理，使电力系统更富有弹性和灵活性。同时，分布式光伏和储能相结合，在用户侧可以发挥保电、降低用能成本、降碳减排等功能，进而疏导储能成本，促进储能产业健康发展。可以预见的是，随着部分地区试点先行，成效显著后再进行推广，分布式光伏配建储能将有广阔的市场空间。

国家能源局的最新统计数据显示，2021年全国光伏发电新增并网容量达5488万千瓦，同比增长88.39%，在新增电源装机中的占比提升至55%。其中，集中式光伏新增并网容量达2560万千瓦，分布式光伏新增并网容量达2927.9万千瓦。至此，国内分布式光伏累计装机量达1.08亿千瓦，占光伏并网装机容量的1/3。

从数据上看，一方面，我国在可再生能源领域生产和装机规模拥有全球领先的优势；另一方面，“弃光”“弃风”的痼疾难消，未有储能技术能够实现广泛的商业化应用。《实施方案》采取因地制宜、多措并举的思路，积极为基于不同技术路径、适合不同应用场景的储能模式发展创造良好环境。这对于我国实现碳达峰、碳中和目标具有十分重要的意义。