储能行业迎重要政策助力

1．每周一谈：储能迎重要政策推进

进入2021年后，储能行业迎来快速发展，政策推出速度显著加快，我们认为在政策推动下，储能正在从过去的“可选项”变为未来电力系统的“必选项”。

新型电力系统需要储能。在30碳达峰／60碳中和的目标，以及中央经济工作会议上习总书记提出要构建以新能源为主体的新型电力系统的要求下，风电、光伏为主的新能源装机将继续快速增长，其发电波动性对电网的冲击将更加显著，需要包括储能在内的更多灵活性机组进行调节。

用电侧波动性增大提升对储能需求。在经济发展、产业结构变化背景下，居民用电比例持续上升，而居民用电波动性显著高于工业、工商业用电，用电端未来波动性增强，对灵活性调节机组需求持续提升。

电池储能是保障新能源消纳的必要实现手段。在新能源发展历史上，消纳压力是装机增长无法回避的问题，面对有可能反弹的弃风、弃光率，保障消纳才会使得新能源发展势头不被浇灭。度电成本最低的抽水蓄能从地理上不适合消纳压力最大的西北、华北地区，因此电池储能是当前解决消纳问题的最重要选项。

电网需要储能补充失去的安全惯量。从电网安全角度，过去以火电、水电、核电、天然气为主的电力系统，输出端发电机转子可提供较大系统转动惯量，而风电、光伏几乎没有惯量，需要灵活性调节机组来补充电网安全惯量，保证电网安全。

1．1 中央和地方政策共筑储能发展基础

进入2021年后储能相关政策，呈现出两个主要特点，即国家层面统一政策规划加速出台，以及地方政策要求更加明确。

国家能源局近期出台两项对储能行业影响深远的政策，分别是《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》、《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，这两个政策从顶层设计指明了未来储能发展目标。

在3月4日发布的《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》中，明确了以下几点：

1）明确源网荷储一体化实施路径，通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径；

2）“风光水火储一体化”调整为“多能互补发展”，拟利用存量常规电源合理配置储能，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化”；

3）“适度、科学、合理”的思路贯穿其中。能源变革需要储能的规模化发展，但结合现状，系统规划、设计，保证产业健康可持续发展仍然非常重要。

而4月21日发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》意义更为重大，该政策发布于4．16北京集美大红门25MWh直流光储充一体化电站伤亡事故之后，在重大事故后政策仍能按时推出，说明高层对于储能发展的决心和意志，而事故也将推动全国性储能安全标准、政策规范的加速出台。该指导意见对于行业有以下几点重要意义：

1）从技术层面树立新型储能地位。我国储能机组中规模最大的为抽水蓄能，截止2020年底，我国储能总装机35．6GW，其中抽水蓄能31．79GW，占比89．3％，但抽水蓄能单机组功率大，且对地势、水源有较高要求，适宜在东南、华南的大型核电、火电机组进行配套，但对于西北、华北为主的新能源基地，抽水蓄能较难应用。未来针对新能源为主体的新型电力系统，电池、压缩空气、飞轮等灵活性较高的储能形式，将成为主要技术选择方向。

2）指明了2025行业发展目标。政策明确2025年累计新型储能累计装机将达到至少30GW，而截止2020年底，新型储能机组累计装机仅为3．8GW，完成2025年装机目标，未来五年行业CAGR需高于51％，年均装机达到5．24GW，为2020年新增装机1．7GW的三倍，行业快速增长通道已打开。

3）明确各应用场景中电源侧支持力度最大。在政策文件中，提出大力推进电源侧储能、积极推动电网侧储能、积极支持用户侧储能，支持力度逐次递减。电源侧由于配套新能源增量机组，在新能源装机保持高增长、消纳压力增大的背景下，将是所有应用场景中成长空间最大、最易实现规模化的类型，政策支持将进一步为发展提速。

（编辑：核心网）

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