“十四五”多数地区将实现光储平价

针对31个省会城市/直辖市的光储平价时间节点预测显示，在配置5%储能的情况下，多数省市在“十四五”期间均能实现光储平价。光储平价的到来，给新能源高比例接入提供了机遇。

“十三五”期间，我国储能行业实现了跨越式发展，尤其是电化学储能受政策导向影响，增速呈波浪式前进。储能产业对政策依赖性强，“十四五”期间储能面临哪些挑战？其政策又会有哪些变化？“十四五”能源规划中储能部分编写者、中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬日前就此接受了记者采访。

成本制约因素有望解决

岳芬表示，目前，18个省份均出台了新能源配置储能的政策，预计在“碳中和”目标的驱动下，“十四五”各省推动“新能源+储能”将成为常态。

据介绍，2019年光伏和风电发电装机提高至2016年的22倍，占到电力总装机量的70%。高比例可再生能源的接入，会带来一系列的电力-电量平衡问题，需要利用储能等灵活性资源在毫秒-秒-分钟-小时-日，甚至周等多时间尺度去解决源-网-荷协调运行的问题。目前，很多省份的火电灵活性改造空间已开发殆尽，有序充电和需求侧响应如今还处于示范阶段，电力系统对灵活性调节资源的需求日益紧迫，而目前储能技术发展较快，已经跨过规模化应用的成本拐点。“十四五”期间，掣肘“新能源+储能”发展的关键因素之一——成本问题将有望得到解决。

岳芬分析，根据预测，在光伏电站投资成本降低、技术进步带来的系统效率提升和光衰降低等驱动下，光伏发电成本快速下降。预计到2025年，光伏当年新增装机发电成本（含税和合理收益率）将低于0.3元/kWh，部分区域将达到0.1元/kWh，到2035年和2050年，预计相比当前水平还会分别下降50%和70%。储能成本方面，根据CNESA的预测，基于项目投资成本和系统寿命的变化，对2025年磷酸铁锂储能的度电成本进行预测，综合各类场景下，储能度电成本都能够下降至0.18-0.27元/kWh之间。

岳芬介绍说，基于光储的成本下降趋势，针对31个省会城市/直辖市的光储平价时间节点进行了预测，在配置20%储能的情况下，只有5个省市能够在“十四五”期间实现平价；在配置10%储能的情况下，有17个省市能够在“十四五”期间实现光储平价；在配置5%储能的情况下，除了重庆、福州、西安、成都、乌鲁木齐等地，多数省市在“十四五”期间均能实现光储平价。光储平价的到来，给新能源高比例接入，替代传统化石能源提供了机遇。

多种商业模式尚在探索

“‘十三五’期间，我国储能行业缺乏商业模式，储能的多元化价值尚不能充分挖掘，现有机制条件下对储能的多重功用也缺乏合理补偿，这是目前储能行业发展面临的最主要障碍。”岳芬对记者表示，目前，共享模式、租赁模式、代理运营商模式均处于探索中，这些模式的主要特点是“多主体、多渠道、低风险”，这是储能追求多重应用的产物，同时也是打通电源、电网、用户各环节，以实现储能价值衔接的关键。多种模式的探索和实践，将极大的促进储能多重应用价值的叠加和项目的盈利能力。

“未来五年，随着电改的推进，包括细分辅助服务市场的出现，现货市场的启动、碳交易的推进，以及为了实现碳中和而出台的相应政策等有利条件的出现，都使得储能有望构建合理、可持续的商业模式，进而在资本市场的协同下，形成良好的生态体系。”岳芬称。

在谈及未来储能价值体现时，岳芬认为，未来储能的价值将与“碳达峰、碳中和”目标下的新能源发展、电网形态演变以及用户侧的变革进行深度融合。其中，平抑波动、跟踪出力、减少弃电和缓解送出线路阻塞是储能与新能源协调运行的四大方面价值；为电网运行提供调峰、调频、备用等服务，是储能与电网系统协调优化运行的价值体现；用户用电管理、参与需求响应、提升电能质量是储能与负荷协调优化运行的价值体现。

建议国家层面明确发展路线图

展望“十四五”，储能如何改变“夹缝中求生存”的现状，岳芬直言，随着电力市场改革的深入，“十三五”期间，多地市场规则逐步在储能参与市场交易的身份以及准入方面进行明确，越来越多的地区提出按效果付费的辅助服务补偿机制，也逐步开始探索辅助服务费用向用户侧传导的机制，这些均为“十四五”期间储能的发展奠定了基础。

岳芬表示，从技术和产业层面，应严把技术质量，储能企业要把安全这个核心点做好做实，适当提高安全准入标准；从成本和应用层面，应在坚守安全底线的基础上，快速实现成本下降，推进光储平价进程；在政策和市场机制层面，在现货市场还未完全成熟的过渡阶段，应对能够支撑新能源发展的储能予以合理补偿，并利用新能源配额制及市场化的手段给予储能消纳能力必要的政策倾斜，同时，应尽快构建允许储能公平参与交易的市场环境，逐步推进现货市场与辅助服务市场的融合发展，形成支撑储能多重功用价值体现的补偿机制。

“‘十四五’期间，国家层面首先要从顶层设计上统筹储能产业的发展，在技术、成本、产业、人才配备等方面明确目标和发展路线图。”岳芬建议，其次，建立能够反映电力供需关系的价格机制，提高电力供给和需求弹性，实现源网荷储的深度互动。再次，为储能开放更多的市场，引入为应对高比例可再生能源而必需的新的辅助服务品种，同时应推动建立由用户承担的辅助服务费用传导机制，从根本上解决储能进入辅助服务市场面临的政策波动问题；另外，还需进一步明确储能市场的主体地位，建立适宜储能参与的市场机制和价格机制，明确储能参与现货市场的各项规则和流程。

在岳芬看来，随着“碳中和”目标进一步得到分解和细化，“十四五”期间储能的商机将逐步显现。储能行业将探索如何在支持低碳能源转型的细分场景应用下，构建商业模式，实现合理收益。

先市场后计划原则投资网侧项目

在政策明确电网投资电储能资产不计入输配电价成本后，快速发展的电网侧储能陷入沉寂，岳芬在谈及电网侧储是否“十四五”有望重启时表示，目前部分政策重提电网侧储能，提出针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。

“未来，若要推动电网侧储能发展，我们认为需要重点解决两个方面的问题。”岳芬坦言，其一是要明确储能系统的哪些功能和价值可以被纳入输配电价，哪些应通过电力市场回收成本。其二是构建有效的监管体系，在投资方面，建议应按照先市场后计划的原则，优先由社会资本投资网侧项目；应秉持投资储能可以实现系统最优，效益最大的原则，加强对网侧项目投资的经济性、有效性，以及是否获得了输配电价和市场收益的重复回报进行监管。