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一、新能源發(fā)展情況

1、現(xiàn)狀

新能源裝機(jī)規(guī)模持續(xù)擴(kuò)大，產(chǎn)業(yè)布局不斷優(yōu)化。截至2018年底，全國風(fēng)電、太陽能發(fā)電裝機(jī)容量分別達(dá)到1.84、1.74億千瓦，占全國總發(fā)電裝機(jī)容量的9.7%、9.2%，比上年分別提高0.5、1.9個百分點(diǎn)。全國海上風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)容量444.5萬千瓦，占風(fēng)電總裝機(jī)容量的比重為2.4%，比上年提高了0.7個百分點(diǎn)；分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)容量5061萬千瓦，同比增長70.7%。

新能源發(fā)電量穩(wěn)步增長，利用水平連續(xù)提高。2018年，全國風(fēng)電、太陽能發(fā)電量分別為3658、1769億千瓦時，比2017年分別增加20.1%、50.2%；占全國總發(fā)量的5.2%、2.5%，比上年分別提高0.5、0.7個百分點(diǎn)。全國平均棄風(fēng)、棄光率分別降至7%、5%，比2017年降低了5.3、2.8個百分點(diǎn)。

2、政策

2019年以來，隨著《關(guān)于積極推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電無補(bǔ)貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》《關(guān)于完善光伏發(fā)電上網(wǎng)電價機(jī)制有關(guān)問題的通知》《關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機(jī)制的通知》《關(guān)于完善風(fēng)電上網(wǎng)電價政策的通知》《關(guān)于2019年風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知》等文件的相繼出臺，新能源高質(zhì)量發(fā)展的目標(biāo)引導(dǎo)、消納保障、建設(shè)管理和上網(wǎng)電價等方面的機(jī)制日趨完善，風(fēng)電和光伏發(fā)電開始從標(biāo)桿電價階段過渡到平價和競價階段，市場在資源配置中也開始發(fā)揮越來越重要的作用。目前，我國已逐步形成包括發(fā)展規(guī)劃、市場監(jiān)管、產(chǎn)業(yè)激勵、技術(shù)規(guī)范、并網(wǎng)消納、電價與補(bǔ)貼、稅收減免、金融服務(wù)及其他輔助支持政策等在內(nèi)的較完整的新能源政策法規(guī)體系。

二、儲能發(fā)展情況

1、現(xiàn)狀

截至2018年底，全國已投運(yùn)儲能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模3130萬千瓦左右（居全球首位），同比增長8.2%。其中，電化學(xué)儲能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模107.3萬千瓦，同比增長近2倍，三年平均年增速達(dá)到94.7%；其占全國已投運(yùn)儲能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模的比重為2.4%，較2017年上升了1.1個百分點(diǎn)。在各類電化學(xué)儲能技術(shù)中，鋰離子電池的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模最大，為75.9萬千瓦，占全國電化學(xué)儲能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模的70.7%。

2018年，全國新增投運(yùn)儲能項(xiàng)目的裝機(jī)規(guī)模為2.4GW，其中電化學(xué)儲能占比近三分之一，約為28.5%。

2、政策

儲能政策可分為直接類與間接類。直接類政策主要有國家發(fā)展改革委、國家能源局等五部門聯(lián)合印發(fā)的《關(guān)于促進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》（以下簡稱《指導(dǎo)意見》）、國家發(fā)展改革委、國家能源局等四部門聯(lián)合印發(fā)的《貫徹落實(shí)<關(guān)于促進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見>2019-2020年行動計(jì)劃》（以下簡稱《行動計(jì)劃》）等。其中，《指導(dǎo)意見》是中國儲能產(chǎn)業(yè)的第一個指導(dǎo)性政策，針對儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展過程中存在的政策支持不足、研發(fā)示范不足、技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)不足、統(tǒng)籌規(guī)劃不足等問題，提出了未來10年中國儲能技術(shù)和產(chǎn)業(yè)的發(fā)展目標(biāo)和重點(diǎn)任務(wù)，要求分兩個階段推進(jìn)相關(guān)工作，第一階段實(shí)現(xiàn)儲能由研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡，第二階段實(shí)現(xiàn)商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變?！缎袆佑?jì)劃》則是對《指導(dǎo)意見》的進(jìn)一步落實(shí)，給出了儲能技術(shù)研發(fā)、政策落實(shí)、示范應(yīng)用以及標(biāo)準(zhǔn)化等方面的工作措施，是實(shí)現(xiàn)儲能第一階段的具體安排，為下一階段指明了方向。

儲能間接支持類政策主要包括能源發(fā)展規(guī)劃類政策（從技術(shù)研發(fā)創(chuàng)新和技術(shù)推廣應(yīng)用兩方面對儲能發(fā)展提出要求，如“十三五”規(guī)劃等相關(guān)文件），電價類政策，新能源發(fā)展類政策，新能源汽車類政策等。其中，新能源發(fā)展類政策通過鼓勵配套建設(shè)儲能裝置在一定程度上推動了儲能的發(fā)展。電價類政策是直接與儲能盈利模式相關(guān)聯(lián)的政策，主要有輔助服務(wù)補(bǔ)償（市場）機(jī)制、峰谷分時電價政策、兩部制電價、需求響應(yīng)補(bǔ)貼激勵等，如各區(qū)域“兩個細(xì)則”、地方電力輔助服務(wù)市場交易規(guī)則等，明確了儲能參與市場的主體身份以及補(bǔ)償方式；又如新修訂的明確了電儲能設(shè)施費(fèi)用不得計(jì)入輸配電定價成本的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》。

3、商業(yè)模式

在當(dāng)前的政策環(huán)境下，我國儲能的商業(yè)運(yùn)營模式主要可歸為三類：基于電力輔助服務(wù)市場的商業(yè)模式，基于峰谷電價差套利的商業(yè)模式和間接盈利的商業(yè)模式。此外，通過創(chuàng)新模式和理念，個別省份探索性試點(diǎn)開展基于區(qū)塊鏈的“共享儲能”商業(yè)運(yùn)營與交易模式的研究工作。

基于電力輔助服務(wù)市場的商業(yè)模式在發(fā)電側(cè)主要指火儲AGC聯(lián)合調(diào)頻，以火電企業(yè)為輔助服務(wù)提供及費(fèi)用結(jié)算的主體，儲能在火電企業(yè)計(jì)量出口內(nèi)建設(shè)，協(xié)同跟蹤調(diào)度指令提高AGC調(diào)節(jié)性能并聯(lián)合計(jì)量，以獲得補(bǔ)償收益，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)按照各地輔助服務(wù)規(guī)則執(zhí)行。在電網(wǎng)側(cè)主要是儲能通過“經(jīng)營性租賃”或“合同能源管理+購售電”等運(yùn)營途徑提供削峰填谷、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)。在用戶側(cè)主要是儲能通過需求側(cè)響應(yīng)提供電力輔助服務(wù)。

基于峰谷電價差套利的商業(yè)模式主要是用戶側(cè)儲能利用分時、實(shí)時、尖峰電價等政策，合理錯峰用電，降低電力使用成本，通過峰谷電價差套利。

間接盈利的商業(yè)模式主要有在新能源電站安裝儲能以平滑功率波動，減少新能源預(yù)測偏差考核費(fèi)用，減少棄限電帶來的發(fā)電收益損失，間接提升企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益。通過加裝儲能設(shè)施延緩區(qū)域配電網(wǎng)擴(kuò)容，節(jié)省電網(wǎng)建設(shè)費(fèi)用，間接提升電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益。用戶側(cè)基于兩部制電價的激勵，安裝儲能以減少最大用電需量，降低基本電費(fèi)，間接提升用戶經(jīng)濟(jì)效益。

探索性的商業(yè)模式主要有共享儲能，是以電網(wǎng)為紐帶，將獨(dú)立分散的電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)、用戶側(cè)儲能電站資源進(jìn)行整合，由電網(wǎng)來進(jìn)行統(tǒng)一協(xié)調(diào)，推動源網(wǎng)荷各端儲能能力全面釋放，可以有效緩解清潔能源高峰時段電力電量消納困難，實(shí)現(xiàn)了在服務(wù)模式和技術(shù)應(yīng)用上的創(chuàng)新。

三、主要問題

1、新能源

一是“雙棄”壓力仍在，新能源消納問題依然不容忽視。部分地區(qū)仍存在較突出的新能源消納困難，2018年，棄風(fēng)主要集中在新疆、甘肅、內(nèi)蒙古，棄風(fēng)率分別為23%、19%、10%；2019年上半年，新疆、甘肅、內(nèi)蒙古的棄風(fēng)現(xiàn)象仍較為嚴(yán)重，棄風(fēng)率分別為17.0%、10.1%、8.2%。棄光主要集中在新疆和甘肅，2018年新疆、甘肅棄光率分別為16%、10%；2019年仍遠(yuǎn)高于全國平均值，分別為11%、7%。

二是靈活性資源不足，電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力有限。截至2018年底，我國發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到19億千瓦，其中風(fēng)電、光伏發(fā)電等新能源裝機(jī)占比達(dá)到19%，但抽水蓄能、燃?xì)獍l(fā)電等靈活調(diào)節(jié)電源裝機(jī)占比僅不到6%，遠(yuǎn)低于美國（49%）、西班牙（34%）、德國（18%）等發(fā)達(dá)國家。

三是補(bǔ)貼缺口不斷增大，部分新能源企業(yè)資金鏈斷裂。根據(jù)財政部《2019年中央財政預(yù)算》，2019年可再生能源電價附加支出預(yù)算數(shù)為866.1億元，而目前國內(nèi)新能源補(bǔ)貼缺口已達(dá)2000億元左右；龍?jiān)措娏?、華能新能源、大唐新能源等公司的新能源補(bǔ)貼欠款均在100億元以上，但今年出臺的新政策主要解決的是新增新能源項(xiàng)目的補(bǔ)貼問題，未考慮存量新能源項(xiàng)目的補(bǔ)貼問題，補(bǔ)貼需求仍將繼續(xù)增長。

2、儲能

一是可持續(xù)市場模式有限，投資風(fēng)險增加。發(fā)電側(cè)儲能的火儲聯(lián)合調(diào)頻應(yīng)用模式方面，參與調(diào)頻的主體仍是火電機(jī)組，且投資回收具有不確定性。電網(wǎng)側(cè)儲能項(xiàng)目大都由電網(wǎng)系統(tǒng)內(nèi)企業(yè)作為項(xiàng)目投資方，負(fù)責(zé)項(xiàng)目整體建設(shè)和運(yùn)營，但由于目前電儲能設(shè)施的費(fèi)用不得計(jì)入輸配電定價成本，儲能項(xiàng)目投資費(fèi)用無法得到疏導(dǎo)。用戶側(cè)儲能收益方式尚難以擺脫峰谷價差依賴，由于儲能設(shè)備前期投入較大、收益來源單一，成本回收周期較長，尤其是近兩年的降電價措施進(jìn)一步延長了投資回報周期。

二是技術(shù)仍待突破、成本仍需下降。綜合而言，電化學(xué)儲能技術(shù)中，除鉛酸電池外，我國其他電池儲能技術(shù)的成本與商業(yè)化應(yīng)用仍存在一定的差距。

三是安全事故頻發(fā)、標(biāo)準(zhǔn)亟需完善。電化學(xué)儲能技術(shù)路線和技術(shù)產(chǎn)品眾多，但尚沒有哪種技術(shù)能夠完全滿足循環(huán)壽命長、可規(guī)模化大、安全性高、經(jīng)濟(jì)性好和能效高等五項(xiàng)儲能關(guān)鍵應(yīng)用指標(biāo)。我國雖已出臺數(shù)部儲能相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，但體系建設(shè)仍不完善，在儲能項(xiàng)目建設(shè)方面，消防、土地、環(huán)保、交通等部門對儲能項(xiàng)目建設(shè)的相關(guān)審批要件缺乏認(rèn)定標(biāo)準(zhǔn)。在項(xiàng)目運(yùn)行方面，技術(shù)、運(yùn)行和安全管理方面標(biāo)準(zhǔn)不完善，相關(guān)管理規(guī)定和辦法亟需出臺。具體到安全性方面，主要體現(xiàn)在系統(tǒng)風(fēng)險識別與評估要求的缺少、BMS功能安全評估的缺失、BMS未結(jié)合系統(tǒng)進(jìn)行整體評估，在外殼、保護(hù)接地、端子和線纜、文檔信息以及其他關(guān)鍵組件的要求上缺乏詳細(xì)的規(guī)范或明確的指引等。

四是激勵機(jī)制不足、政策仍需完善。雖然東北、新疆、福建、甘肅、安徽、江蘇等地區(qū)均提出電儲能可作為獨(dú)立的市場主體參與調(diào)峰、調(diào)頻等電力輔助服務(wù)交易，但是獨(dú)立儲能電站并網(wǎng)的相關(guān)調(diào)度策略和技術(shù)規(guī)定、電力系統(tǒng)接入標(biāo)準(zhǔn)、儲能系統(tǒng)的充放電價格、獨(dú)立計(jì)量和費(fèi)用結(jié)算等方式都尚無明確規(guī)定，僅在廣東進(jìn)行了試點(diǎn)。

四、展望

一是新能源規(guī)模布局不斷優(yōu)化，利用水平持續(xù)提高。初步預(yù)測，到2025年，全國風(fēng)電、太陽能發(fā)電裝機(jī)容量將分別達(dá)到3.5億、3.4億千瓦，占全國總裝機(jī)容量的比重分別為12.7%、12.4%。2030、2035年，全國風(fēng)電、太陽能發(fā)電裝機(jī)容量將分別同時達(dá)到5.0億千瓦和7.0億千瓦，占全國總裝機(jī)容量的比重分別為15.1%和18.4%。到2025、2030、2035年，風(fēng)電發(fā)電量將分別達(dá)到7350億、11000億、15400億千瓦時，占全國總發(fā)電量的8.0%、10.5%、13.5%；太陽能發(fā)電量將分別達(dá)到4121億、6060億、8484億千瓦時，占全國總發(fā)電量的4.5%、5.8%、7.4%。

二是新能源建設(shè)成本持續(xù)降低，補(bǔ)貼退坡步伐加快。風(fēng)電方面，“三北”、福建、河北、山東、廣西、江蘇、浙江等地區(qū)由于風(fēng)能資源條件優(yōu)越，風(fēng)電建設(shè)成本和非技術(shù)性成本較低，預(yù)計(jì)2020年可以實(shí)現(xiàn)無補(bǔ)貼上網(wǎng)。太陽能發(fā)電方面，河北、四川、山東、遼寧、內(nèi)蒙古、青海、黑龍江、吉林等省份，由于資源條件優(yōu)良、建設(shè)成本和非技術(shù)成本較低，預(yù)計(jì)集中光伏電站2020年可以實(shí)現(xiàn)平價上網(wǎng)。

三是儲能作用持續(xù)增強(qiáng)，發(fā)展前景光明。據(jù)相關(guān)研究測算，到2035年，全國儲能裝機(jī)規(guī)模將達(dá)2億千瓦，其中抽水蓄能裝機(jī)將達(dá)到1.5億千瓦，電化學(xué)儲能等其他形式儲能裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到5000萬千瓦；至2035年，儲能可增加新能源消納電量2100億千瓦時。

四是電池儲能成本加速下降，但短期內(nèi)無明顯優(yōu)勢。據(jù)初步估計(jì)，到2025年，電化學(xué)儲能電池度電成本將下降至少30%～40%左右或更高，度電成本將低至0.36～0.86元/千瓦時之間或以下，但短期內(nèi)仍無法全面與其他電源相競爭。

五、政策建議

一是以更宏觀的視角審視儲能定位，評估儲能在電力系統(tǒng)中的綜合作用，做好儲能在各環(huán)節(jié)的布局與配置。儲能問題需要通觀全局進(jìn)行把控，需要站在能源轉(zhuǎn)型、各類能源品種平衡的角度審視儲能定位。建議綜合評估儲能在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)發(fā)揮不同作用的市場潛力及效益，制定儲能技術(shù)發(fā)展路線圖，將各類儲能列入能源電力規(guī)劃，從空間、規(guī)模、技術(shù)等方面給予政策引導(dǎo)，科學(xué)做好儲能在電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)的布局與容量配置，同時由市場來合理調(diào)節(jié)。

二是強(qiáng)化扶持，完善體制機(jī)制，促進(jìn)儲能在各領(lǐng)域發(fā)展。從電源側(cè)儲能的發(fā)展場景看，需要警惕考核細(xì)則變動給火儲聯(lián)合調(diào)頻市場中已有項(xiàng)目帶來的風(fēng)險，提防零和游戲下的惡性競爭問題。光伏配套儲能的發(fā)展?jié)摿Υ?，從行政許可法的要求看，不宜強(qiáng)制要求現(xiàn)有新能源企業(yè)加裝儲能設(shè)施，可以從鼓勵、優(yōu)化新能源出力等方面給予加裝儲能的新能源電站更多優(yōu)惠政策；對于新建新能源項(xiàng)目，一是鼓勵各個地方根據(jù)實(shí)際情況，給予新能源項(xiàng)目配套儲能裝置專項(xiàng)補(bǔ)貼、儲能項(xiàng)目初裝補(bǔ)貼或者度電補(bǔ)貼，二是建議研究新建新能源配套儲能裝置打捆項(xiàng)目整體納入新能源補(bǔ)貼的可行性。

從電網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)展場景看，儲能的各種作用價值在電網(wǎng)系統(tǒng)中都可以實(shí)現(xiàn)，電網(wǎng)側(cè)儲能仍是儲能重要的發(fā)展方向之一，但電網(wǎng)企業(yè)發(fā)展儲能需要進(jìn)行監(jiān)管，既要發(fā)揮電網(wǎng)企業(yè)建設(shè)運(yùn)行儲能的各項(xiàng)優(yōu)勢，也要兼顧市場的公平性，如在對電網(wǎng)安全極端重要的領(lǐng)域可由電網(wǎng)企業(yè)來投資建設(shè)儲能，其它領(lǐng)域可放開市場、公平競爭，且需要系統(tǒng)研究電網(wǎng)側(cè)儲能監(jiān)管機(jī)制及價格疏導(dǎo)機(jī)制。一方面，建立區(qū)域內(nèi)各相關(guān)單位共同參與決策和協(xié)調(diào)的機(jī)制，對新建及現(xiàn)有電網(wǎng)側(cè)儲能項(xiàng)目的全流程進(jìn)行監(jiān)管。另一方面，在公正、公平的基礎(chǔ)上，引導(dǎo)社會各種資本投資電網(wǎng)側(cè)儲能系統(tǒng)，在此基礎(chǔ)上建立市場機(jī)制進(jìn)行價格疏導(dǎo)。

從用戶側(cè)儲能的發(fā)展場景看，需持續(xù)關(guān)注電價政策、電力市場建設(shè)等對利用峰谷電價差的儲能應(yīng)用模式的影響。

此外，對于具有新能源發(fā)電、儲能作用的光熱發(fā)電技術(shù)應(yīng)給予更多的關(guān)注和支持。

三是穩(wěn)步推進(jìn)現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場等市場化機(jī)制建設(shè)，加快儲能參與電力市場的進(jìn)程。“還原能源的商品屬性”是電力市場改革的核心要義，開放、規(guī)范、完善的電力市場是儲能真正發(fā)揮儲能反映電能特定時間、特定空間價值等優(yōu)勢的舞臺，須通過完善輔助服務(wù)市場、現(xiàn)貨市場等市場化機(jī)制，形成儲能參與調(diào)峰、調(diào)頻、備用、黑啟動等輔助服務(wù)的市場價格等。當(dāng)前，應(yīng)通過電力市場、兩部制電價等方式率先解決可靠性高、經(jīng)濟(jì)性好的抽水蓄能價格疏導(dǎo)問題。

四是科技創(chuàng)新，提升自身技術(shù)水平，促進(jìn)儲能行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。不斷提高儲能的安全性、經(jīng)濟(jì)性、可靠性和壽命是當(dāng)前除抽蓄外其他儲能技術(shù)最緊迫的任務(wù)。針對發(fā)電側(cè)儲能的特定需求，開發(fā)高能量密度、高轉(zhuǎn)換效率、長壽命、高安全性能、單體大容量的新型儲能技術(shù)，以降低儲能系統(tǒng)的應(yīng)用成本。加大力度破解儲能系統(tǒng)安全問題，研究優(yōu)化電化學(xué)儲能系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，解決多電池串并聯(lián)失穩(wěn)等問題。開發(fā)高準(zhǔn)確度的監(jiān)測和控制技術(shù)，實(shí)現(xiàn)儲能系統(tǒng)的優(yōu)化運(yùn)行和狀態(tài)預(yù)測，以提升儲能的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性。同時，基于電力市場化改革，因地制宜、充分利用區(qū)域性的市場規(guī)則，結(jié)合不斷提高的儲能技術(shù)水平，創(chuàng)新發(fā)展儲能多元化的商業(yè)模式。

五是標(biāo)準(zhǔn)引領(lǐng)，完善儲能技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系。需要繼續(xù)加快儲能規(guī)劃、設(shè)計(jì)、設(shè)備、試驗(yàn)、施工、驗(yàn)收、并網(wǎng)、運(yùn)行、維護(hù)等儲能全生命周期的標(biāo)準(zhǔn)出臺，建成從規(guī)劃設(shè)計(jì)、建設(shè)運(yùn)行、設(shè)備維護(hù)等全過程的儲能安全防控體系。

原標(biāo)題：新能源及儲能發(fā)展分析