靠谱解读 | 《储能产业研究白皮书2021》背后，储能规模化之路如何走？

根据中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟全球储能数据库的不完全统计，截止到2021年底，中国已投运的储能项目累计装机容量（包括物理储能、电化学储能以及熔融盐储热）达到45.74GW，同比增长29%。整个2021年，电力储能装机继续保持高速增长，同比增长了220%，新增投运规模达10.14GW，其中，抽水蓄能规模最大，为8.05GW；电化学储能紧随其后，投运规模达到1.87GW/3.49GWh，规划在建规模超过20GW；压缩空气储能新增投运规模大幅提升，达到170MW，是其2020年底累计规模的15倍，源侧新能源配置储能以及独立储能成为新增装机的主要动能。

01 超过“十四五”目标，储能规划已成市场刚需

2021年7月，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确提出到2025年要实现累计装机30GW的发展目标，新版《指导意见》发布后，各地基于区域能源发展的切实需求以及带动新兴产业发展的需求，相续发布十四五储能发展目标。据中关村储能产业技术联盟统计，仅青海、山东、湖南、浙江、内蒙古五省及南方电网储能的规划达39GW，远高于国家制定的30GW目标。同时，已有20多地明确新能源配置储能比例。按照规划初步测算，储能装机总规模预计约达到47GW。根据《储能产业研究白皮书2021》预测，2025年中国储能市场规模保守场景下将达35.5GW，理想场景下将达 55.9GW。这意味着2022年至2025年期间，储能将保持年均72%以上复合增长率持续高速增长。

在国家层面，密集出台了一系列储能政策，其中《新型储能项目管理规范（暂行）》和《电化学储能电站安全管理暂行办法》（征求意见稿）的出台，为储能全生命周期、全流程的管理提供了理论依据；《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》（以下简称两个细则）的发布，明确了储能的市场主体地位，推出“新的交易品种”、完善成本分担机制、建立竞争性的市场价格机制，为储能开拓了市场获益空间；电价市场化改革，进一步拉大峰谷价差，未来可以催生出更多商用模式。

02 储能规模化发展还需“破题”之举

尽管前景明朗，但当前不少储能项目面临着沦为“摆设”的尴尬现状。2019年新疆发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，决定在喀什、和田、克州、阿克苏南疆四地州布局不超过350MW光伏储能联合运行试点项目，共计36个项目进入名单，总规模221MW/446MWh。然而到2019年12月底，仅有少量项目开工建设，最终新疆发改委决定取消31个项目。造成这种“叫好不叫座”原因是什么呢？主要是由运营模式不明确、辅助市场机制不明、用户侧储能还未规模化发展三个问题引起的。

储能要规模化发展，必然要有“破题”之举。明确储能应用场景迫在眉睫，目前宁夏在内的多个省份选择“共享储能”作为解题答案，以此来解决新能源场站自身建设储能成本高、利用率低、质量无法保证等弊端，接受统一调度的共享模式正逐渐成为储能和新能源协同发展的主流模式。

针对辅助市场机制不明的情况，地方也发布了相应政策，2021年12月30日山西省发布了《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则（试行）》。《细则》中明确提出独立储能电站一次调频服务报价范围为5-10元/MW，报价的最小单位是0.1元。中标的一次调频容量在提供一次调频服务后，可以获得一次调频服务收益。独立储能电站响应一次调频过程中执行充放电互抵政策，产生的损耗电量由储能企业承担，储能在辅助服务领域获得补偿的可持续性正式有了文件支持。

不仅如此，“两个细则”规定了辅助服务按服务对象分摊的原则，辅助服务费用分摊机制的逐步完善将推动储能真正进入市场化、商业化发展的新阶段。

储能的规模化发展离不开市场的推动，2021年7月26日国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，《通知》提出合理确定峰谷电价价差、建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制等；随着电价市场化改革的推进，工商业用户将逐步进入电力市场，高耗能行业用电成本的上升将进一步刺激工商业用户的主动配置储能的需求。

未来，行业还将不断深化配套市场机制，为储能行业发展创造有利商业运营环境，鼓励更多企业和资本加入，充分发挥储能的支撑作用，为我国能源加速转型助力。

文章中数据来源：

中国能源研究会储能专委会

中关村储能产业技术联盟

《储能产业研究白皮书2021》

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