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(gè)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(gè)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(shí)，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(gè)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(gè)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(jià)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(jià)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(jià)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(tái)，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(jià)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(jià)階段過渡到平價(jià)和競價(jià)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(lì)、技術(shù)規(guī)范、并網(wǎng)消納、電價(jià)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(chǔ)能發(fā)展情況

1、現(xiàn)狀

截至2018年底，全國已投運(yùn)儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(gè)百分點(diǎn)。在各類電化學(xué)儲(chǔ)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(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模的70.7%。

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

2、政策

儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見>2019-2020年行動(dòng)計(jì)劃》（以下簡稱《行動(dòng)計(jì)劃》）等。其中，《指導(dǎo)意見》是中國儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)的第一個(gè)指導(dǎo)性政策，針對儲(chǔ)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(chǔ)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(gè)階段推進(jìn)相關(guān)工作，第一階段實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)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)�；�發(fā)展轉(zhuǎn)變�！缎袆�(dòng)計(jì)劃》則是對《指導(dǎo)意見》的進(jìn)一步落實(shí)，給出了儲(chǔ)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(chǔ)能第一階段的具體安排，為下一階段指明了方向。

儲(chǔ)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(chǔ)能發(fā)展提出要求，如“十三五”規(guī)劃等相關(guān)文件），電價(jià)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(lì)配套建設(shè)儲(chǔ)能裝置在一定程度上推動(dòng)了儲(chǔ)能的發(fā)展。電價(jià)類政策是直接與儲(chǔ)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(shí)電價(jià)政策、兩部制電價(jià)、需求響應(yīng)補(bǔ)貼激勵(lì)等，如各區(qū)域“兩個(gè)細(xì)則”、地方電力輔助服務(wù)市場交易規(guī)則等，明確了儲(chǔ)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(chǔ)能設(shè)施費(fèi)用不得計(jì)入輸配電定價(jià)成本的《輸配電定價(jià)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(chǔ)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(jià)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(gè)別省份探索性試點(diǎn)開展基于區(qū)塊鏈的“共享儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(jià)差套利的商業(yè)模式主要是用戶側(cè)儲(chǔ)能利用分時(shí)、實(shí)時(shí)、尖峰電價(jià)等政策，合理錯(cuò)峰用電，降低電力使用成本，通過峰谷電價(jià)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(chǔ)能以平滑功率波動(dòng)，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(chǔ)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(jià)的激勵(lì)，安裝儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(dòng)源網(wǎng)荷各端儲(chǔ)能能力全面釋放，可以有效緩解清潔能源高峰時(shí)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(cái)政部《2019年中央財(cái)政預(yù)算》，2019年可再生能源電價(jià)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Α⑷A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(tái)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(chǔ)能

一是可持續(xù)市場模式有限，投資風(fēng)險(xiǎn)增加。發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能的火儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)能設(shè)施的費(fèi)用不得計(jì)入輸配電定價(jià)成本，儲(chǔ)能項(xiàng)目投資費(fèi)用無法得到疏導(dǎo)。用戶側(cè)儲(chǔ)能收益方式尚難以擺脫峰谷價(jià)差依賴，由于儲(chǔ)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(jià)措施進(jìn)一步延長了投資回報(bào)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(chǔ)能技術(shù)中，除鉛酸電池外，我國其他電池儲(chǔ)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(chǔ)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)�；�大、安全性高、經(jīng)濟(jì)性好和能效高等五項(xiàng)儲(chǔ)能關(guān)鍵應(yīng)用指標(biāo)。我國雖已出臺(tái)數(shù)部儲(chǔ)能相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，但體系建設(shè)仍不完善，在儲(chǔ)能項(xiàng)目建設(shè)方面，消防、土地、環(huán)保、交通等部門對儲(chǔ)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(tái)。具體到安全性方面，主要體現(xiàn)在系統(tǒng)風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別與評(píng)估要求的缺少、BMS功能安全評(píng)估的缺失、BMS未結(jié)合系統(tǒng)進(jìn)行整體評(píng)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(lì)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)能系統(tǒng)的充放電價(jià)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)。