对于储能技术在我国下一阶段的能源发展规划中有着多么重要的地位，已经不必多加赘述。

　　从2021年发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（后简称《指导意见》），到今年2月份发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》（后简称为《实施方案》），储能技术与储能行业未来的发展将会如何？总结下来，我们认为可以大体用以下三部分内容总结：技术有侧重、方向有倾斜、环境有保障。

　　一、技术有侧重

　　我们在往期文章《如何给电力系统装一块电池？》中介绍过，新型储能的种类繁多，大的类别可以分为电化学储能与物理储能，细分又可以有锂电池、钠电池、压缩空气、飞轮储能等。在资源有限的情况下，对于不同类别的储能如何对待，如何扶持，是亟待明确的重要问题。

　　从技术方向上，《实施方案》主要对“推动多元技术开发”以及“‘十四五’新型储能核心技术装备重点攻关方向”进行了分析说明。从顺序上来说相对靠前的几种储能方式为锂离子电池、钠离子电池、液流电池、压缩空气储能，文件行文顺序的区别也一定程度上代表了投入意愿的差异。

　　而根据储能技术的不同，攻关的方向也有所差异。

　　锂离子、钠离子为标志的电化学储能方式，在所有的储能方式中相对成熟，尤其是锂离子电池，可以说是目前最成熟的储能方式之一，其核心攻关目标在于降成本、提效益，进一步扩大商业化应用规模，因此在《实施方案》中也提出了“电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%”的具体目标；而液流电池与压缩空气储能作为大规模新型储能的主要代表，受制于技术成熟水平、一次投资规模等因素，其商业化道路仍困难重重，因此当前阶段的主要目标则是“实现工程化应用”，从技术与经济的角度验证项目的可行性。

　　除了以上储能本体的技术攻关外，储能的全过程安全、储能的智慧调控也是十四五期间储能发展的重要方向，值得进一步的投入资源与精力开展研究。

　　二、方向有倾斜

　　储能根据开发主体与具体作用，大体可以分为源侧储能、网侧储能与负荷侧储能。而从表述方式来看，对三种储能的态度截然不同，尤其是与去年发布的《指导意见》相比，对网侧储能的态度逐渐趋于保守。

　　《指导意见》：大力推进电源侧储能项目建设；积极推动电网侧储能合理化布局；积极支持用户侧储能多元化发展。

　　《实施方案》：加大力度发展电源侧新型储能；因地制宜发展电网侧新型储能；灵活多样发展用户侧新型储能。

　　源侧储能

　　对于源侧储能，其建设主体一般为发电企业，作用为平抑电源波动，提升可再生能源并网的友好性，其成本可以作为电厂的建设运营成本，由发电侧市场疏导，由于此类储能方式权责清晰、作用明显、商业模式成熟，国家的态度一贯是大力支持。

　　网侧储能

　　与源侧储能相比，文件对网侧储能的态度则趋于保守，由《指导意见》中的“积极推动”变成了《实施方案》中的“因地制宜”，较为严格地限制了网侧储能的4个主要的应用场景，分别是存在稳定性问题的“关键节点”、电网薄弱区域、能够延缓降低电网投资、需要高可靠性的重要电力用户。并在后面的行文中进一步明确了“合理确定电网侧储能的发展规模”。

　　之所以对网侧储能做了重重限制，可能的原因是这部分的成本疏导机制尚不健全。随着电改“管住中间，放开两头”的政策推进，电网将逐步转变为输电服务企业，仅收取合理的输配电价，不再以“低买高卖”的模式赚取利润。输配电价则需要由政府根据电网的一次投资及运营成本等因素进行核定。

　　网侧储能虽然对电网极其友好，但其高昂的投资成本如果由电网承担，是否纳入输配电价核算就成了大问题。如果纳入，高昂的投资成本势必拉高电费，但如果不纳入，电网又没有充足的投资意愿，因此在尚未建立起完善的成本疏导机制前，网侧储能一般只能在最需要他的地方出现，而“完善电网侧储能价格疏导机制”也被写入了本次的《实施方案》。

　　负荷侧储能

　　负荷侧储能则作为一种新兴的储能模式，目前正在探索与发展过程中，因此百花齐放、灵活多样是目前负荷侧储能发展的主题。作为最接近市场的储能模式，可以很清晰的感觉到，《实施方案》极力想从技术与机制层面建立起一套对负荷侧储能友好的市场环境，引导与支撑用户侧储能发展，具体将在下一节中详述。

　　三、环境有保障

　　负荷侧储能作为亟需引导与发展的储能模式，是下一阶段储能发展的重要扶持对象。为了搭建起一个相对友好的市场与政策环境，《实施方案》也为一些可能将要颁布的政策与发展方向进行了提前吹风。

　　目前，负荷侧储能盈利的主要模式有2种：第一种是基于价格的盈利机制，利用峰谷电价差，低买高卖赚取差额利润；第二种则是基于市场的盈利机制，储能通过为电网提供调峰调频等辅助服务，赚取对应的服务费用。

　　基于价格的盈利机制

　　此种模式下，储能的商业化主要取决于储能自身的成本与峰谷电价差，成本越低，峰谷电价差越大，储能的利润空间就越丰厚。

　　如前文所述，“成本降低30%”已经作为了《实施方案》的整体目标，不再赘述。关于峰谷电价差的扩大，《实施方案》中也有专门的描述：

　　“完善鼓励用户侧储能发展的价格机制。加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，拉大峰谷价差，引导电力市场价格向用户侧传导，建立与电力现货市场相衔接的需求响应补偿机制，增加用户侧储能的收益渠道。”

　　可见，后续“分时电价”与“尖峰电价”机制将逐步在全国各省铺开，峰谷价差将进一步拉大，负荷侧储能市场空间将进一步拓展。

　　同时，这一段中还提到了另一种相对小众的市场形式——需求响应。也就是电网根据自己的运行情况向市场中的不同主体发布调节目标，并支付相关费用，负荷侧主体根据自己的能力进行响应。

　　目前，这一机制已在13个省（区域）开启，基本目标大多是构建占上年最大直调用电负荷3%~5%的需求侧机动调峰能力，其中上海、江苏、江西、山西、华北这些条件成熟、起步较早的区域，在响应资源方面的尝试也比较多元，启动探索电动汽车、虚拟电厂、居民用户的参与。

　　但是，目前这些需求响应机制所支付的费用来源并没有非常好的疏导形势，部分省份只能采用尖峰电价、跨省跨区可再生能源交易盈余资金、计入供电成本等方式，市场化程度低，可持续性差，未来仍有待进一步发展。

　　基于市场的盈利机制

　　针对提供辅助服务的盈利模式，目前，我国的辅助服务市场仍然不够健全，各地虽然逐步建立起了小范围的辅助服务市场，但交易品种少、参与主体少等问题依然存在。因此，《指导意见》也在行文中对相关问题提出了意见与方向：

　　完善适合新型储能的辅助服务市场机制。推动新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与辅助服务，因地制宜完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，丰富辅助服务交易品种，研究开展备用、爬坡等辅助服务交易。

　　从行文中可看出，未来辅助服务市场的发展主要有以下要点：

　　一是参与主体要扩充，储能可根据自身的特性、形式与运营模式，以不同的主体身份参与市场，扩大了市场规模；

　　二是补偿机制要进一步完善，目前我国的辅助服务补偿机制并不能完全反映电力系统所需，相应的成本支付也未能通过市场向实际受益方传导，这在下一阶段需要通过机制的设计进一步完善；

　　三是扩大辅助服务交易品种，从传统的调峰调频，向备用、爬坡扩张，丰富储能的盈利手段。

　　综合以上市场与机制上的变化，负荷侧储能很可能将进一步迎来更多的机遇与发展空间。

（虎嗅网）