深度解读储能新政：5年增长12倍，储能市场地位和商业模式有望解决
按照中央财经委员会第九次会议要求，构建以新能源为主体的新型电力系统成为实现“双碳”目标的关键。然而新能源的随机波动性问题，导致电力系统调节能力的显著下降和安全水平的降低；新能源的快速增长，电力有效供应容量却没有显著增长，新能源对常规能源在电力、电量上的压缩，带来的是电力供应不足的阴云。
以上问题，构成了新型储能技术是新型电力系统的重要支撑的强大逻辑，无疑中间的明星是电池储能。经历2018年电网侧储能的狂飙、2019年的艰难求进，2020年各地新能源配储能的催长，“十四五”开局元年似乎要成为电池储能爆发式增长的元年。
然而在社会的满心期待下，仍潜伏着长期困扰行业的几个问题，比如储能技术是否成熟？储能电站独立市场主体地位如何确立？储能的成熟商业模式是什么？很巧的是，这些问题都在4月份迎头撞了过来。
重大事故不改行业发展大逻辑
4月16日，北京发生一起储能电站爆炸事故，导致2名消防员牺牲，1名消防员受伤，电站内1名员工失联，成为我国储能行业中最严重的安全事故，造成整个行业风声鹤唳，北京所有储能项目被暂停，给储能产业迎头泼了“一盆冷水”，也浇熄了储能国际峰会带来的热情。
储能的标准缺失，产品质量参差不齐等问题再一次引起各界热议，但储能投资收益模式不成熟，导致成本无法合理疏导也是很多电站建设质量不高的重要原因。2019年，《输配电定价成本监审办法》明确规定电储能不得计入输配电定价成本之后，堵住了电池储能商业模式的主要出口。但电力系统需求没有改变，电池储能发展的大逻辑仍然成立，促使各方不断去寻找突破口，随后储能的发展思路又倾向于配额的方式，多个省要求光伏等新能源电站配置一定比例的储能，在新能源实现平价的初级阶段，储能成本的叠加无疑对相关企业是一个较大的打击。
简单通过并网要求的方式将储能发展成本转移到新能源企业身上存在一定争议。一方面，强制配置的储能容量比例和装机时长缺乏足够依据，如果要求新能源电站自主承担调峰责任，企业自身应有选择其他最优调峰路径的权利（如弃电等），以实现资源优化配置。另一方面，将储能装机配额作为新能源发电项目并网条件，但对后续运行缺少调度和监督手段，难以保证储能的建设质量，最终也难以实现调峰的效果。
正如近年来，政策变化与市场争议都无法改变电储能曲折发展的大方向，4月16日的爆炸事故引发的讨论不过再一次验证了储能发展大逻辑，而不同的是此时的储能产业已壮大，受到政策、市场、资金的足够呵护，事故被解读为劣质产品出清逻辑，是储能行业规范、健康发展的契机。
巧合的是，储能的市场地位和商业模式问题似乎也迎来解决的契机。4月16日，国家能源局局长章建华率队到晋江储能电站调研，调研中指出，“十四五”期间国家将大力支持新型储能产业发展，国家能源局以及有关主管部门将研究出台全国性的电化学储能政策，推动新型储能产业高质量发展。
《加快推动新型储能的指导意见（征求意见稿）》解读
4月21日，国家发改委、能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，对储能发展的系列问题提出了整体思路。
（一）提出“十四五”期间发展目标
对于发展目标，征求意见稿提出到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达 3000 万千瓦以上。（「储能之声」备注：截止2020年年底，电化学储能装机规模只有250万千瓦）新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。到2030 年，实现新型储能全面市场化发展，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。
“十四五”末储能装机规模达到30GW以上，在推动能源领域“双碳”过程中发挥显著作用。当前调峰储能电站一般按照2小时配置，而到2025年预计新能源装机将达到10亿千瓦，新能源逆调峰特性特别是光伏鸭型曲线问题将较为突出。要充分发挥储能调峰作用，实现日内充分调节甚至部分地区要做到跨日、跨月调节，储能配置时常将大幅超过2小时，据此估算“十四五”末储能总容量在60-100GWh之间，按照当前容量粗略计算，“十四五”期间储能容量年复合增长将超过65%，真正成为新型电力系统发展的主赛道。
（二）储能独立市场主体地位将明确，商业模式逐步成熟
征求意见稿肯定了储能对于电力系统的容量支撑与调峰能力，应急供电保障能力和延缓输变电升级改造需求的能力，以及在用户侧构建智慧能源、虚拟电厂的重要作用，提出“明确新型储能独立市场主体地位”。储能电站将不再是作为火电、新能源的附带功能，而以电力系统独立身份参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场，电力系统主体将更加多元，而共享储能电站等各种业态也将不断涌现。
在商业模式设计和成本疏导方面，明确提出“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”成为最大的亮点，也是储能实现更大破局的关键点，事实上也是解决新能源为主体的电力系统可能造成的容量支撑不足的重要手段。
湖南拉闸限电和美国得州大停电的案例，都指向电力供应充裕度如何保障的问题。在我国双碳目标下，煤电和新能源装机的消长，构成了电源结构的主要矛盾，风、光装机比例日增，煤电退出呼声越发高涨之际，“缺电”频发似乎就在眼前。该矛盾主要来自于不同品种电源在电力容量和电量上的匹配上，各种电源属性可分解为容量价值和电量价值，其中容量价值指的是，电源保障电力平衡的调节范围，体现在较短时间内可调用的功率。
以前我国在以煤电、水电为主的传统电力系统中，电源的容量特性较好，电力平衡能力较强，通过将电力平衡责任比例分摊到各电源上可保证发用电平衡。所以没有容量价值的显性体现，而将电源全周期成本主要分摊到电量上，通过电量和电价即可回收电源全部投资，从而促进发电企业投资，保证了电力供应的充裕度。
但在新能源占比越来越大的情况下，各种电源容量价值、电量价值迥异，特别是具有间歇性的新能源装机的增长，无法实现可调容量的增长，遇到负荷高点新能源又集体失灵时，将造成电力短缺。由于我国电价上限较低，电力短缺情况下容量稀缺价值无法体现，储能、火电、气电等调节能力较大的电源，无法通过稀缺电价获得间接容量激励，扭曲了容量价值，制约了有效容量方面的投资，电化学储能发展也受制于此。体现容量价格机制不健全的情况下，电力供应充裕度存在较大隐忧。
征求意见稿提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制，将储能的容量价值显性化，对于形成储能行业成熟的商业模式意义重大，对于提升电力供应充裕度也有非常重大的作用。
而对于大家广泛关注的储能纳入输配电价方面，征求意见稿中提出“研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”，对于将能够延缓电网投资的储能进入输配电价留下了一定空间。
（三）具体政策出台值得期待，但仍任重道远
征求意见稿系统提出了储能发展的政策框架，但对于具体可执行政策的出台并没有涉及，而“鼓励地方先行先试”，由各地研究出台相关改革举措、开展改革试点，在深入探索储能技术路线、创新商业模式等的基础上，研究建立合理的储能成本分摊和疏导机制。此类表述也说明建立储能成熟的市场环境和商业模式仍任重道远，但在新型电力系统发展的大逻辑下，这一天迟早还是会到来，或早或晚取决于“双碳”的进展和新型电力系统建设的进度。
