“两个一体化”意见稿出炉 储能被提到前所未有的高度

国家发改委、国家能源局在《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》中提出“两个一体化”综合能源发展思路，“风光水火储一体化”侧重于电源基地开发，“源网荷储一体化”侧重于围绕负荷需求开展，无论是发电侧还是负荷侧，都更强调论证增加储能的必要性，发挥储能的调节能力。

整合配套应用体现了不同能源技术优势，储能快速灵活调节能力在“一体化”项目中体现，但短期追求度电成本最低尚不现实。推动智能、高效、绿色能源体系建设，要使全社会接受综合用电成本最优的基本逻辑，并为整个经济社会发展承担费用，而并非绝对的成本最低和费用最小。“两个一体化”的出炉，拉开了业界期盼已久的顶层设计序幕。

示范引领产业发展 追求综合能源成本最优

国家能源局印发《关于组织申报科技创新（储能）试点示范项目的通知》，前期研究历时多年的国家级储能示范项目征集工作正式启动，最终有已投运的8个不同应用领域规模化储能项目入围，拟通过分析总结各类储能项目的成功经验和存在问题，推动政策和市场机制出台。

过去十年，我国储能技术应用已在各领域开展灵活示范，制约产业发展和技术应用的问题逐步突出，储能商业化发展路径也已明确，但推动体制机制破局的动能还需自上而下跟紧，对核心安全责任问题、市场机制配置等问题还需正面对待。

继续深化电力市场改革 开放身份并公平对待

随着电力市场深化改革，市场规则逐步向储能等新市场主体予以倾斜。国家《电力中长期交易基本规则》明确储能企业参与市场交易的身份，江苏、江西、山西、青海等地落实电力现货市场建设方案，提出辅助服务市场长效发展方向，其中“建立用户与发电主体共同承担辅助服务费用市场机制”成为推动未来储能商业化应用的关键。

而《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》提出推进发用电双方带负荷曲线的中长期交易，短期内由于预测市场供需的交易难度尚且存在，仍需参照现有目录电价或指导电价确定峰谷价差。未来，根据电力供需形势拉大峰谷价差的趋势依然存在，用户侧储能峰谷价差套利商业模式仍有价格保障，但储能参与现货市场竞价的能力也要逐步提升。

在《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》指导下，近年各地落实辅助服务市场建设，储能也在广东、蒙西、山西、华北等地实现了商业化应用。

但整体来看，辅助服务市场规则基本解决了储能参与市场的基础身份问题，储能获得了与发电企业、售电企业、电力用户平等的市场主体身份，第三方主体也可参与市场提供服务，独立储能在福建、江苏、山西等地可获许办理发电业务许可证，并允许参与提供辅助服务。

新能源＋储能成大势所趋 商业发展仍需破局

在大规模推进新能源发展的进程中，保障性发电压力和责任逐步突出。2020年，各地方政府和电网部门再次相继提出新增新能源项目配置5％－20％储能系统的需求，储能也成为优先并网优先消纳的技术条件。

我国储能全面规模化和商业化发展的实现，需要电网企业推波助澜，这一定程度可促进并网、调度、交易机制的匹配，并分担主管部门储能安全责任风险，确保储能的高质量应用。

“碳中和”成为未来40年中国能源发展的主线之一，必将对电力行业未来发展带来深刻而巨大的影响。电网要容纳如此大规模的新能源，到底需要多少储能？虽然还未有相关权威机构进行测算，可以肯定的是，储能作为高比例可再生能源的支撑性技术，未来10年必将迎来大发展。