一、新能源发展情况
1、现状
新能源装机规模持续扩大，产业布局不断优化。截至2018年底，全国风电、太阳能发电装机容量分别达到1.84、1.74亿千瓦，占全国总发电装机容量的9.7%、9.2%，比上年分别提高0.5、1.9个百分点。全国海上风电累计装机容量444.5万千瓦，占风电总装机容量的比重为2.4%，比上年提高了0.7个百分点;分布式光伏发电项目累计装机容量5061万千瓦，同比增长70.7%。
新能源发电量稳步增长，利用水平连续提高。2018年，全国风电、太阳能发电量分别为3658、1769亿千瓦时，比2017年分别增加20.1%、50.2%;占全国总发量的5.2%、2.5%，比上年分别提高0.5、0.7个百分点。全国平均弃风、弃光率分别降至7%、5%，比2017年降低了5.3、2.8个百分点。
2、政策
2019年以来，随着《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》《关于完善风电上网电价政策的通知》《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》等文件的相继出台，新能源高质量发展的目标引导、消纳保障、建设管理和上网电价等方面的机制日趋完善，风电和光伏发电开始从标杆电价阶段过渡到平价和竞价阶段，市场在资源配置中也开始发挥越来越重要的作用。目前，我国已逐步形成包括发展规划、市场监管、产业激励、技术规范、并网消纳、电价与补贴、税收减免、金融服务及其他辅助支持政策等在内的较完整的新能源政策法规体系。
二、储能发展情况
1、现状
截至2018年底，全国已投运储能项目累计装机规模3130万千瓦左右(居全球首位)，同比增长8.2%。其中，电化学储能累计装机规模107.3万千瓦，同比增长近2倍，三年平均年增速达到94.7%;其占全国已投运储能项目累计装机规模的比重为2.4%，较2017年上升了1.1个百分点。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为75.9万千瓦，占全国电化学储能累计装机规模的70.7%。
2018年，全国新增投运储能项目的装机规模为2.4GW，其中电化学储能占比近三分之一，约为28.5%。
2、政策
储能政策可分为直接类与间接类。直接类政策主要有国家发展改革委、国家能源局等五部门联合印发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》(以下简称《指导意见》)、国家发展改革委、国家能源局等四部门联合印发的《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019-2020年行动计划》(以下简称《行动计划》)等。其中，《指导意见》是中国储能产业的第一个指导性政策，针对储能技术与产业发展过程中存在的政策支持不足、研发示范不足、技术标准不足、统筹规划不足等问题，提出了未来10年中国储能技术和产业的发展目标和重点任务，要求分两个阶段推进相关工作，第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡，第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。《行动计划》则是对《指导意见》的进一步落实，给出了储能技术研发、政策落实、示范应用以及标准化等方面的工作措施，是实现储能第一阶段的具体安排，为下一阶段指明了方向。
储能间接支持类政策主要包括能源发展规划类政策(从技术研发创新和技术推广应用两方面对储能发展提出要求，如“十三五”规划等相关文件)，电价类政策，新能源发展类政策，新能源汽车类政策等。其中，新能源发展类政策通过鼓励配套建设储能装置在一定程度上推动了储能的发展。电价类政策是直接与储能盈利模式相关联的政策，主要有辅助服务补偿(市场)机制、峰谷分时电价政策、两部制电价、需求响应补贴激励等，如各区域“两个细则”、地方电力辅助服务市场交易规则等，明确了储能参与市场的主体身份以及补偿方式;又如新修订的明确了电储能设施费用不得计入输配电定价成本的《输配电定价成本监审办法》。
3、商业模式
在当前的政策环境下，我国储能的商业运营模式主要可归为三类：基于电力辅助服务市场的商业模式，基于峰谷电价差套利的商业模式和间接盈利的商业模式。此外，通过创新模式和理念，个别省份探索性试点开展基于区块链的“共享储能”商业运营与交易模式的研究工作。
基于电力辅助服务市场的商业模式在发电侧主要指火储AGC联合调频，以火电企业为辅助服务提供及费用结算的主体，储能在火电企业计量出口内建设，协同跟踪调度指令提高AGC调节性能并联合计量，以获得补偿收益，补偿标准按照各地辅助服务规则执行。在电网侧主要是储能通过“经营性租赁”或“合同能源管理+购售电”等运营途径提供削峰填谷、调频、备用等辅助服务。在用户侧主要是储能通过需求侧响应提供电力辅助服务。
基于峰谷电价差套利的商业模式主要是用户侧储能利用分时、实时、尖峰电价等政策，合理错峰用电，降低电力使用成本，通过峰谷电价差套利。
间接盈利的商业模式主要有在新能源电站安装储能以平滑功率波动，减少新能源预测偏差考核费用，减少弃限电带来的发电收益损失，间接提升企业经济效益。通过加装储能设施延缓区域配电网扩容，节省电网建设费用，间接提升电网经济效益。用户侧基于两部制电价的激励，安装储能以减少最大用电需量，降低基本电费，间接提升用户经济效益。
探索性的商业模式主要有共享储能，是以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行整合，由电网来进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放，可以有效缓解清洁能源高峰时段电力电量消纳困难，实现了在服务模式和技术应用上的创新。
三、主要问题
1、新能源
一是“双弃”压力仍在，新能源消纳问题依然不容忽视。部分地区仍存在较突出的新能源消纳困难，2018年，弃风主要集中在新疆、甘肃、内蒙古，弃风率分别为23%、19%、10%;2019年上半年，新疆、甘肃、内蒙古的弃风现象仍较为严重，弃风率分别为17.0%、10.1%、8.2%。弃光主要集中在新疆和甘肃，2018年新疆、甘肃弃光率分别为16%、10%;2019年仍远高于全国平均值，分别为11%、7%。
二是灵活性资源不足，电力系统灵活调节能力有限。截至2018年底，我国发电装机容量达到19亿千瓦，其中风电、光伏发电等新能源装机占比达到19%，但抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比仅不到6%，远低于美国(49%)、西班牙(34%)、德国(18%)等发达国家。
三是补贴缺口不断增大，部分新能源企业资金链断裂。根据财政部《2019年中央财政预算》，2019年可再生能源电价附加支出预算数为866.1亿元，而目前国内新能源补贴缺口已达2000亿元左右;龙源电力、华能新能源、大唐新能源等公司的新能源补贴欠款均在100亿元以上，但今年出台的新政策主要解决的是新增新能源项目的补贴问题，未考虑存量新能源项目的补贴问题，补贴需求仍将继续增长。
2、储能
一是可持续市场模式有限，投资风险增加。发电侧储能的火储联合调频应用模式方面，参与调频的主体仍是火电机组，且投资回收具有不确定性。电网侧储能项目大都由电网系统内企业作为项目投资方，负责项目整体建设和运营，但由于目前电储能设施的费用不得计入输配电定价成本，储能项目投资费用无法得到疏导。用户侧储能收益方式尚难以摆脱峰谷价差依赖，由于储能设备前期投入较大、收益来源单一，成本回收周期较长，尤其是近两年的降电价措施进一步延长了投资回报周期。
二是技术仍待突破、成本仍需下降。综合而言，电化学储能技术中，除铅酸电池外，我国其他电池储能技术的成本与商业化应用仍存在一定的差距。
三是安全事故频发、标准亟需完善。电化学储能技术路线和技术产品众多，但尚没有哪种技术能够完全满足循环寿命长、可规模化大、安全性高、经济性好和能效高等五项储能关键应用指标。我国虽已出台数部储能相关标准，但体系建设仍不完善，在储能项目建设方面，消防、土地、环保、交通等部门对储能项目建设的相关审批要件缺乏认定标准。在项目运行方面，技术、运行和安全管理方面标准不完善，相关管理规定和办法亟需出台。具体到安全性方面，主要体现在系统风险识别与评估要求的缺少、BMS功能安全评估的缺失、BMS未结合系统进行整体评估，在外壳、保护接地、端子和线缆、文档信息以及其他关键组件的要求上缺乏详细的规范或明确的指引等。
四是激励机制不足、政策仍需完善。虽然东北、新疆、福建、甘肃、安徽、江苏等地区均提出电储能可作为独立的市场主体参与调峰、调频等电力辅助服务交易，但是独立储能电站并网的相关调度策略和技术规定、电力系统接入标准、储能系统的充放电价格、独立计量和费用结算等方式都尚无明确规定，仅在广东进行了试点。
四、展望
一是新能源规模布局不断优化，利用水平持续提高。初步预测，到2025年，全国风电、太阳能发电装机容量将分别达到3.5亿、3.4亿千瓦，占全国总装机容量的比重分别为12.7%、12.4%。2030、2035年，全国风电、太阳能发电装机容量将分别同时达到5.0亿千瓦和7.0亿千瓦，占全国总装机容量的比重分别为15.1%和18.4%。到2025、2030、2035年，风电发电量将分别达到7350亿、11000亿、15400亿千瓦时，占全国总发电量的8.0%、10.5%、13.5%;太阳能发电量将分别达到4121亿、6060亿、8484亿千瓦时，占全国总发电量的4.5%、5.8%、7.4%。
二是新能源建设成本持续降低，补贴退坡步伐加快。风电方面，“三北”、福建、河北、山东、广西、江苏、浙江等地区由于风能资源条件优越，风电建设成本和非技术性成本较低，预计2020年可以实现无补贴上网。太阳能发电方面，河北、四川、山东、辽宁、内蒙古、青海、黑龙江、吉林等省份，由于资源条件优良、建设成本和非技术成本较低，预计集中光伏电站2020年可以实现平价上网。
三是储能作用持续增强，发展前景光明。据相关研究测算，到2035年，全国储能装机规模将达2亿千瓦，其中抽水蓄能装机将达到1.5亿千瓦，电化学储能等其他形式储能装机规模将达到5000万千瓦;至2035年，储能可增加新能源消纳电量2100亿千瓦时。
四是电池储能成本加速下降，但短期内无明显优势。据初步估计，到2025年，电化学储能电池度电成本将下降至少30%～40%左右或更高，度电成本将低至0.36～0.86元/千瓦时之间或以下，但短期内仍无法全面与其他电源相竞争。
五、政策建议
一是以更宏观的视角审视储能定位，评估储能在电力系统中的综合作用，做好储能在各环节的布局与配置。储能问题需要通观全局进行把控，需要站在能源转型、各类能源品种平衡的角度审视储能定位。建议综合评估储能在发电侧、电网侧、用户侧发挥不同作用的市场潜力及效益，制定储能技术发展路线图，将各类储能列入能源电力规划，从空间、规模、技术等方面给予政策引导，科学做好储能在电力系统各环节的布局与容量配置，同时由市场来合理调节。
二是强化扶持，完善体制机制，促进储能在各领域发展。从电源侧储能的发展场景看，需要警惕考核细则变动给火储联合调频市场中已有项目带来的风险，提防零和游戏下的恶性竞争问题。光伏配套储能的发展潜力大，从行政许可法的要求看，不宜强制要求现有新能源企业加装储能设施，可以从鼓励、优化新能源出力等方面给予加装储能的新能源电站更多优惠政策;对于新建新能源项目，一是鼓励各个地方根据实际情况，给予新能源项目配套储能装置专项补贴、储能项目初装补贴或者度电补贴，二是建议研究新建新能源配套储能装置打捆项目整体纳入新能源补贴的可行性。
从电网侧储能的发展场景看，储能的各种作用价值在电网系统中都可以实现，电网侧储能仍是储能重要的发展方向之一，但电网企业发展储能需要进行监管，既要发挥电网企业建设运行储能的各项优势，也要兼顾市场的公平性，如在对电网安全极端重要的领域可由电网企业来投资建设储能，其它领域可放开市场、公平竞争，且需要系统研究电网侧储能监管机制及价格疏导机制。一方面，建立区域内各相关单位共同参与决策和协调的机制，对新建及现有电网侧储能项目的全流程进行监管。另一方面，在公正、公平的基础上，引导社会各种资本投资电网侧储能系统，在此基础上建立市场机制进行价格疏导。
从用户侧储能的发展场景看，需持续关注电价政策、电力市场建设等对利用峰谷电价差的储能应用模式的影响。
此外，对于具有新能源发电、储能作用的光热发电技术应给予更多的关注和支持。
三是稳步推进现货市场、辅助服务市场等市场化机制建设，加快储能参与电力市场的进程。“还原能源的商品属性”是电力市场改革的核心要义，开放、规范、完善的电力市场是储能真正发挥储能反映电能特定时间、特定空间价值等优势的舞台，须通过完善辅助服务市场、现货市场等市场化机制，形成储能参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务的市场价格等。当前，应通过电力市场、两部制电价等方式率先解决可靠性高、经济性好的抽水蓄能价格疏导问题。
四是科技创新，提升自身技术水平，促进储能行业高质量发展。不断提高储能的安全性、经济性、可靠性和寿命是当前除抽蓄外其他储能技术最紧迫的任务。针对发电侧储能的特定需求，开发高能量密度、高转换效率、长寿命、高安全性能、单体大容量的新型储能技术，以降低储能系统的应用成本。加大力度破解储能系统安全问题，研究优化电化学储能系统拓扑结构设计，解决多电池串并联失稳等问题。开发高准确度的监测和控制技术，实现储能系统的优化运行和状态预测，以提升储能的技术经济性。同时，基于电力市场化改革，因地制宜、充分利用区域性的市场规则，结合不断提高的储能技术水平，创新发展储能多元化的商业模式。
五是标准引领，完善储能技术标准体系。需要继续加快储能规划、设计、设备、试验、施工、验收、并网、运行、维护等储能全生命周期的标准出台，建成从规划设计、建设运行、设备维护等全过程的储能安全防控体系。
