回顾我国储能发展历程，近五年来，在《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》引导下，我国储能发展进入了快车道，一批不同技术类型、不同应用场景试点示范项目落地，一批关键技术核心装备达国际先进，一批重点技术规范和标准逐步形成，一批具有国际竞争力的市场主体蓄势聚力。我国储能产业发展确实从技术验证走向了商业化初期发展的新阶段，但“夹缝中求生存”仍是我国储能发展尚未逾越的真实阻力，“产业化”发展也尚未形成。在“十四五”时期，有必要充分考虑国民经济发展下的储能发展需求，提升储能在我国能源结构调整过程中的战略地位，展现储能对我国社会经济发展的重要作用。

回顾2020，展望“十四五”储能产业化发展，政策和市场机制成为推动储能全面商业化和规模化应用的关键。

提升储能战略发展意义。

过去一年，在国家发改委力推储能发展并打牢产业发展基础的关键部署下，教育部、国家发改委、财政部于2020年联合印发《储能技术专业学科发展行动计划（2020—2024年）》，提出拟经过5年左右努力，增设若干储能技术本科专业、二级学科和交叉学科，西安交大、华北电力大学等院校已增设储能学科；《关于加快新时代研究生教育改革发展的意见》也将储能技术产教融合创新平台建设纳入其中，在关键领域核心技术环节实施人才自主培养专项。一系列政策出台靶向产业发展基底，须通过学科体系建设和专业人才培养筑牢产业基础。

2020年7月，国家能源局正式印发《关于组织申报科技创新（储能）试点示范项目的通知》（国能综通科技﹝2020﹞69号），前期研究历时多年的国家级储能示范项目征集工作正式启动，最终有已投运的8个不同应用领域规模化储能项目入围，拟通过分析总结各类储能项目的成功经验和存在问题，推动政策和市场机制出台。过去十年，我国储能技术应用已在各领域开展灵活示范，制约产业发展和技术应用的问题逐步突出，储能商业化发展路径也已明确，但推动体制机制破局的动能还需自上而下跟紧，对核心安全责任问题、市场机制配置等问题还需正面对待。

国家发改委、国家能源局在《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》中提出“两个一体化”综合能源发展思路，整合配套应用体现了不同能源技术优势，储能快速灵活调节能力在“一体化”项目中体现，但短期追求度电成本最低尚不现实。推动智能、高效、绿色能源体系建设，要使全社会接受综合用电成本最优的基本逻辑，并为整个经济社会发展承担费用，而并非绝对的成本最低和费用最小。

随着电力市场深化改革，市场规则逐步向储能等新市场主体予以倾斜。国家《电力中长期交易基本规则》明确储能企业参与市场交易的身份，江苏、江西、山西、青海等地落实电力现货市场建设方案，提出辅助服务市场长效发展方向，其中“建立用户与发电主体共同承担辅助服务费用市场机制”成为推动未来储能商业化应用的关键。而《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》提出推进发用电双方带负荷曲线的中长期交易，短期内由于预测市场供需的交易难度尚且存在，仍需参照现有目录电价或指导电价确定峰谷价差。我国虽已开展中长期交易多年，也提出了尽快由价差方式向顺价方式过渡的工作思路，但仍有部分地区价格形成机制与电力供需形势并不匹配，并通过中长期交易减小了峰谷价差，这也反映出市场机制的钝化。未来，根据电力供需形势拉大峰谷价差的趋势依然存在，用户侧储能峰谷价差套利商业模式仍有价格保障，但储能参与现货市场竞价的能力也要逐步提升。

在《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》指导下，近年各地落实辅助服务市场建设，储能也在广东、蒙西、山西、华北等地实现了商业化应用，但高性能储能提供服务所带来的高额补偿也制造了市场资金使用风险，不断调整的政策方向对储能项目投资也产生了重要影响。2019年，蒙西调整系数、华北调整K值上限。2020年，广东对K值结算做年度向下调整，蒙西也再次基于K值调整补偿计算方法，山西、青海、湖南等地也对储能参与的调峰补偿标准做向下调整。不到一年时间，政策频繁变动，市场长效机制的缺失成为制约储能商业化发展的突出问题。

但整体来看，辅助服务市场规则基本解决了储能参与市场的基础身份问题，储能获得了与发电企业、售电企业、电力用户平等的市场主体身份，第三方主体也可参与市场提供服务，独立储能在福建、江苏、山西等地可获许办理发电业务许可证，并允许参与提供辅助服务。

在大规模推进新能源发展的进程中，保障性发电压力和责任逐步突出。2020年，各地方政府和电网部门再次相继提出新增新能源项目配置5%-20%储能系统的需求，储能也成为优先并网优先消纳的技术条件。但在现有系统成本下和成本疏导机制尚未形成之前，融合发展趋势尚不能一蹴而就。一句“充放电量的电价、结算按照国家相关规定执行”并不能解决商业化发展难题，反而显现了不同层面互相转嫁责任风险的政策导向。在充放电过程中，储能作为用户和发电主体还存在身份切换情况，调峰补偿和上网电费不可重复支付，独立储能项目还面临双重收费问题，以及输配电价和容需量电费缴纳等关键问题。整体来看，还势必要逐步提高项目准入门槛，避免概率性安全事故发生所造成的“行业刹车”现象出现。

市场机制和政策补偿并不需要给予储能等主体特定扶持，需要在遵循市场公平的基本原则下，开放储能参与市场身份，允许其与其他市场主体共同参与市场竞争，良性的市场环境才是储能全面商业化发展的核心。

随着进入新一轮输配电价和销售电价调整新阶段，各地从降低用户电价、调整峰谷价差和调整峰谷电价执行时段等角度修正电价。随着新能源规模化开发和接入，原有依用户用电特征确定峰谷电价的模式发生转变，净负荷成为峰谷价格调整依据。特别是随着光伏大规模接入，原有日尖高峰时段与光伏发电时段重叠，也将逐步变为低谷和平段时间。2020年，江苏、浙江等地进一步降低谷期电价，拉大峰谷价差。湖北等地在完善峰谷时段的同时还增设尖峰电价，并调整峰谷价差。山东、甘肃等地也调整了峰平谷电价时段。一方面峰谷价差的拉大有利于用户侧储能技术应用，另一方面储能充放电策略将随峰平谷时段的变化而进行调整。

同时，北京市朝阳区继2019年将储能纳入节能减排专项资金后，继续对储能项目给予20%初投资补助。在合肥、苏州等地给予分布式光储、储能系统度电补贴后，陕西西安对光储配套系统的储能部分给予1元/千瓦时充电补贴。在新业态应用领域，5G基站、数据中心、新能源汽车配套和重要电力用户等领域对储能技术应用提出需求，解决配电增容难题、起应急备电作用、减少电费支出也成为此类用户储能应用形态,相关储能应用还可获地方补贴支持（广东、昆明、合肥等地）。特别是随着新能源汽车规模化投入使用，与充电站结合的光储和光储充一体化系统项目应用可期，但其商业化应用的前提仍是用户充电设备可得到经济应用，才会对削峰填谷套利存在运营需要。

当前，若现有储能市场报价可反映储能系统真实成本，用户侧储能峰谷价差套利商业模式可再现火热。

目前，调峰市场有望与现货市场机制充分衔接，利用市场化价格机制调动各类资源响应电力系统运行实际需要。但为调动用户侧调节资源积极性，在2013年需求侧试点基础上，上海、江苏、广东、浙江、山东、河南等地电力运行主管部门启动了需求响应机制建设工作，资金补偿来源于尖峰电价、新能源交易等富余资金池。与此同步，华北、江苏、山西等地能源监管部门开放了第三方主体和用户资源参与调峰辅助服务身份，部分地区调峰补偿仍来自于发电企业分摊。在辅助服务成本未向用户传导的情况下，非发电主体获得补偿支付仍存政策风险。

由于以往需求响应执行时间与尖峰、低谷电价执行时段高度重叠，基准线尚有灵活设计空间，储能参与需求响应的获益空间比较有限。现有调峰和需求响应机制设计给予储能充放电补偿，虽可增加储能收益，但在既有峰谷电价机制下，储能自主调峰充放电已经形成，若调峰和需求响应执行与峰谷电价执行时段一致，此类补偿确实存在一定重叠。此外，调峰和需求响应虽由不同部门主导，但响应机制基本完全一致，还存在补偿重复支付的问题。部分地区调峰调用频繁发生，累计天数持续长达半年之久，原本为短时紧急情况服务的资源响应变成了持续需求。与其如此，不如灵活更改峰谷电价时段和价格，还可实现现有补偿成本的价格疏导。故要结合现货市场建设进程，做好用户调峰、需求响应和市场化价格机制的有效衔接，避免资源的重叠利用和资金的无效支付。合理调整基准线和响应机制，以支持储能技术为电力系统提供服务。

2019年，国家明确“与电网企业输配电业务无关的费用”包括电储能设施成本不得计入输配电价，电网企业表态不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目。当前，由于监管能力与电网投资储能项目的诉求无法匹配，在确保市场公平的原则下，禁止电网投资储能项目尚属合理操作，但并不代表监管机制并不向前演进。2020年，电网推动储能发展的形势产生变化。在《2020年改革攻坚重点工作安排》、《国家电网有限公司关于全面深化改革奋力攻坚突破的意见》中，电网表态落实储能新业务实施方案，立足储能等战略性新兴产业而培育增长新动能。《2020年智能用电专业工作要点》中也提及加强客户侧储能应用研究，逐步明确系统接入要求。同时，《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》鼓励发展智能电网和储能技术，国家能源局对十三届全国人大三次会议第9178号建议的答复中提到，将对部分实现输电线路、变电设备的投资替代的储能项目，考虑将其建设经营成本纳入输配电服务费用支出，逐步研究明确电网侧储能的合理疏导模式，促进电网侧储能规范发展。

我国储能全面规模化和商业化发展的实现，需要电网企业推波助澜，这一定程度可促进并网、调度、交易机制的匹配，并分担主管部门储能安全责任风险，确保储能的高质量应用。