1.1.1 國家層面政策

1.儲能“十三五”發展政策

2016年底，國家發展改革委發布《可再生能源發展“十三五”規劃》。《規劃》表示，“十三五”期間，儲能將側重于示范應用，強調要為配合國家能源戰略行動計劃，一要開展可再生能源領域儲能示范應用，二要提升可再生能源領域儲能技術的技術經濟性。以下將從新能源配儲、商業化推進兩個方面對“十三五”期間儲能發展政策展開分析。

（1）新能源配儲

2020年上半年，6000kW及以上發電裝機規模同比增長5.3%，清潔能源消納持續好轉，風電利用率達到96.1%，同比上升0.8個百分點，光伏發電利用率達到97.9%，同比上升0.3個百分點。隨著新能源發電裝機規模持續提升，提升可再生能源消納能力十分重要，儲能具有廣闊的發展前景[5]。同年，國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司印發《省級可再生能源電力消納保障實施方案編制大綱的通知》[6]，這是繼2019年《國家發展改革委國家能源局關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》之后的又一個保障可再生能源電力消納的政策文件。根據大綱，省（區、市）能源主管部門按照國家明確的消納責任權重，對本行政區域內承擔消納責任的各市場主體，明確最低可再生能源電力消納責任權重（簡稱“最低消納責任權重”），并按責任權重對市場主體完成情況進行考核，對未完成消納責任權重的市場主體進行督促落實，并依法依規予以處理。國家能源局發布《國家能源局關于2020年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》，對2020年風電、光伏發電項目建設管理具體方案進行了調整完善[7]。

由于受到疫情的影響減緩了整個光伏行業的周期性運轉，光伏行業自2020年以來發展緩慢，但總體來說光伏已經向著“平價上網”的方向發展，光伏從補充能源轉向替代能源的步伐也將加速，隨著光伏成本的進一步降低，新模式的進一步推廣，中部及三北地區利用其優勢合理配置風、光資源，提高外送通道新能源比例，支持和促進全國能源轉型[7-8]。國家能源局、發展改革委等以及地區層面出臺了相關政策，確保疫情期間行業運轉及能源供給正常，具體如表1-3所示。

截至2020年底，全國可再生能源發電裝機容量9.34億kW（其中風電、光伏裝機容量為5.34億kW），同比增長約17.5%，占全部電力裝機的42.5%；全國可再生能源發電量達22154億kW·h，占全部發電量的29.1%。因此，在新一輪能源革命中，如何高效利用具有間歇性、波動性和隨機性的可再生能源進行大規模并網發電具有重要意義[9]，而儲能技術的發展應用有利于平抑電網波動、促進可再生能源消納，將對碳中和目標的實現發揮重要作用。

2020年12月，我國在氣候雄心峰會上提出2030年風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億kW以上。儲能在緩解調峰壓力、促進可再生能源消納、可再生能源平滑輸出[10-11]、提高系統效率和輸配電設備利用率等方面發揮著重要的作用。

根據國家能源局發布的2020年度全國可再生能源電力發展監測評價的通報，截至2020年底，全國可再生能源發電累計裝機容量占全部電力裝機的42.5%，而全國可再生能源發電量卻只占全部發電量的29.1%，其中，風力、光伏發電裝機利用效率分別約占全部發電量的6.1%和3.4%，部分地區棄風、棄光現象突出，導致可再生能源發電裝機利用率明顯偏低。表1-4是我國2021年一季度棄風棄光數據。

由于風力、光伏發電受地理位置、光照時長以及負荷波動等因素的影響，導致我國部分地區棄風棄光現象比較嚴重，同時個別省份因可再生能源大規模發電裝機并網，導致電力系統對可再生能源的消納能力大幅減弱，而儲能技術的大規模應用具有改善棄風棄光現象、平滑新能源出力、提高系統靈活性等優勢。

電力系統的靈活性主要體現在系統可以減少或者增加出力，實現與負荷的供需平衡[12-15]。儲能技術對電力系統的靈活性調節可以應用于電源側、電網側以及電力用戶側[16]，也可以體現在輔助服務與可再生能源并網方面。儲能電站在與水電站、火電機組以及其他新能源電站結合時，可以充分發揮調節能力，促進可再生能源消納，即時響應負荷，大幅提高電力系統靈活性。伴隨著儲能技術的不斷發展，儲能應用場景也日益趨于多元化，調節性能好、調節速度快、安裝位置靈活的儲能電站成為了電力系統重要的靈活性來源。

隨著新能源的大規模接入，其隨機性、間接性對電網安全穩定運行帶來了重大的挑戰，隨機擾動、對電網的沖擊、暫態、頻率、電壓等多種穩定性問題相互耦合交織在一起，棄風、棄光等電力平衡問題突出，急需利用儲能技術在多時間尺度實現“源-網-荷-儲”的協調運行，提高新能源接入條件下的電網穩定運行能力。電力系統在諸多方面都對儲能有著應用需求。

為減少因大規模增加可再生能源并網導致的電力系統不穩定情況，國家相繼出臺政策鼓勵增加配套性儲能建設（見表1-5）。此番政策的發布可以促進提高可再生能源消納能力，有效緩解新能源快速發展帶來的并網消納問題[17-20]。

國家發展改革委、國家能源局發布的發改運行〔2021〕1138號《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》旨在通過市場化的方式擴大電網可再生能源消納能力[21]，大大促進儲能的發展，從而彌補電力系統靈活性不足、調節能力不夠等短板問題[22]，提升電力系統可靠性[23]。這些政策從多個方位出發，積極調動社會各方力量，有序推進新能源發展，為“3060”目標的實現起到了指導作用[24]。

（2）商業化推進

早在2017年10月，國家發展改革委、財政部、科學技術部、工業和信息化部、國家能源局就已經聯合下發了首個儲能產業的指導性政策《關于促進我國儲能技術與產業發展的指導意見》[25]，這是首個大規模儲能技術及應用發展的指導性政策。針對我國儲能產業面向商業化轉型的現狀，國家發展改革委辦公廳、科學技術部辦公廳、工業和信息化部辦公廳、國家能源局綜合司聯合發布了《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》2019—2020年行動計劃，要求合理規劃增量配置，通過完善電力市場化交易和峰谷電價機制建立電力現貨市場，同時在可再生能源消納、分布式發電、微網、用戶側、電力系統靈活性、電力市場建設、能源互聯網等領域發展示范項目，從而推動分布式發電、集中式新能源發電與儲能的聯合應用[26]。并且，還要推動新能源汽車動力電池儲能化、停車充電一體化建設。

單就2019年而言，發展改革委等國家部門就儲能相關領域已發布了多項政策。5月份，國家發展改革委以及國家能源局發布《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（以下簡稱《通知》）。《通知》中針對政府部門、電網企業、電力用戶等各類承擔消納責任的主體提出優先消納可再生能源的明確要求[27]。與前三次的征求意見稿相比，《通知》出臺了新的消納保障機制，對促進可再生能源商業化的發展產生了正向激勵。《通知》明確可再生能源電力消費帶頭發展的商業化模式，以此鼓勵社會層面各個電力應用領域增加對可再生能源的開發利用率[28]。之后，國家發展改革委又發布了《全面放開經營性電力用戶發用電計劃》，更體現出國家層面對于全面放開經營性發電計劃的決心，同時強調了原則上對于經營性電力用戶的發用電計劃將實行全部放開的政策[29]。在國內8個電力現貨交易試點省份全面開始試運行后，該政策的頒布使中國電力體制改革又推進了一步。對于售電公司、電網、發電企業這些電力市場主體來說，全面放開的商業化模式是更具有挑戰性的發展模式[30]。而對于儲能產業來說，加強與售電公司的合作，即能源互聯網的價值要通過與售電公司形成售電套餐變現才能更好地實現商業化發展。同時，7月由國家發展改革委等4個部門聯合下發的《貫徹落實〈關于促進儲能技術與產業發展的指導意見〉2019—2020年行動計劃》更加完善了規劃增量配電業務改革和電力現貨市場建設[31]，為后期推動儲能產業的發展明確了具體的任務和分工，從而在“十三五”期間實現由研發示范項目向商業化初期過渡的目標。之后在工業和信息化部發布的《綠色數據中心先進適用技術產品目錄（2019年版）》中也涉及了儲能領域，即多項儲能技術以及飛輪儲能裝置。工業和信息化部通過對綠色數據中心先進適用技術產品的篩選，最終目錄中的入選產品涉及能源、資源利用效率提升，可再生能源利用、分布式供能[32]和微電網建設，廢舊設備回收處理、限用物質使用控制，綠色運維管理等4個領域。使數據中心節能與綠色發展水平持續提升，更為之后儲能技術作為商品進入電力市場提供了典范。10月，工業和信息化部、國家發展和改革委員會、教育部、財政部等十三個部門印發《制造業設計能力提升專項行動計劃（2019—2022年）》，在重點設計突破工程專欄中指出，在節能與新能源汽車領域，形成指導汽車工裝設計的標準化規范或導則。國家發展改革委發布的《產業結構調整指導目錄（2019年版）》引起廣泛關注，其中鼓勵新增“人工智能”行業15個條目，對新能源汽車電池提出了能量密度、循環壽命等參數要求，為新興產業培育指明了方向，引導新興產業快速發展。11月，國家發展改革委、工業和信息化部等國家15個部門聯合印發《關于推動先進制造業和現代服務業深度融合發展的實施意見》。該意見在新能源生產利用和制造業綠色融合方面指出，順應分布式、智能化發展趨勢，推進新能源生產服務與設備制造協同發展[33]。同時還強調了發展分布式儲能服務，實現儲能設施混合配置、高效管理、友好并網。在完善汽車制造和服務全鏈條體系方面，還指出要加快充電設施建設布局，鼓勵有條件的地方積極探索發展換電和電池租賃服務，建立動力電池回收利用管理體系。

2020年1月，教育部、國家發展改革委、國家能源局發布《關于印發〈儲能技術專業學科發展行動計劃（2020—2024年）〉的通知》，以產教融合發展推動儲能產業高質量發展[34]。7月，國家能源局發布《國家能源局綜合司關于組織申報科技創新（儲能）試點示范項目的通知》，通過分析總結示范項目成功經驗和存在問題，促進先進儲能技術裝備與系統集成創新，建立健全相關技術標準與工程規范，培育具有市場競爭力的商業模式，推動出臺支持儲能發展的相關政策法規。

通過梳理可以看出國家層面對于儲能產業發展的重視程度，儲能作為國家能源革命戰略的需要，作為可再生能源系統以及智能電網的重要組成部分，在開放的市場中制定適宜的政策為儲能產業的發展提供了廣泛且重要的價值。就儲能而言，能源結構的轉型以及能源革命的推進都離不開政策的不斷革新。國家對于儲能領域政策的頂層設計對儲能產業在技術革新以及市場應用方面給予正向激勵，不僅為投資者指明了方向，為推動儲能產業規模化、商業化提供助益，對節能減排以及提高能源利用效率意義重大，同時也為后期推動儲能產業的發展明確了具體的任務和分工，從而進一步推動“十三五”期間實現由研發示范項目向商業化初期過渡的目標。

1）電力系統輔助服務市場：傳統的電力系統管理體制中，電力政策主要以指令的形式提供，不但市場價值難以在電力輔助服務中突顯出來，還會降低電力市場主體的總體效益。在我國電力系統市場改革的推動進程中，運用市場化手段推動不同種類市場主體提供電力輔助服務已經成為電力系統管理體制改革的重要方式。

目前，能源行業對于電力輔助服務的認知度不斷提升，從電力市場改革、到“十三五”規劃綱要、再到《關于推動電儲能參與“三北”地區調峰輔助服務工作的通知（征求意見稿）》等，表明國家層面對儲能領域尤其是電力輔助服務給予了高度重視。2017年，電力輔助服務新政成為國內電力市場改革的熱點，如此密集的電力輔助服務新政出臺，足見國家對電力輔助服務的重視。2019年8月，國家發展改革委和國家能源局印發《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》（下稱《意見》），針對我國電力現貨市場進入新階段的現狀，《意見》就推進電力輔助服務市場建設提出具體要求。具體來說，即凸顯市場的主導型作用，依靠市場決定售價、依靠市場引導生產消費、依靠市場完善現貨交易，從而在提高電力系統自調節水平的同時激發市場活力，遵守清潔低碳發展的要求[35]。2019年11月，國家能源局綜合司發布了《關于2019年上半年電力輔助服務有關情況的通報》（以下簡稱《通報》），分別從電力輔助服務基本情況和各區域電力輔助服務規則執行情況兩方面進行了通報（見圖1-2、圖1-3）。《通報》中指出，全國除西藏外31個省（區、市、地區）參與電力輔助服務補償的發電企業共4566家，裝機容量共13.70億kW，補償費用共130.31億元，占上網電費總額的1.47%[36]。同月，華北能監局就《第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場試點方案（征求意見稿）》征求意見，致力于通過建立示范試點來完善電力輔助服務市場的新機制，即由發電側延伸至負荷側。文件指出，滿足準入條件的第三方獨立主體可參與調峰輔助服務市場。具體來說即儲能裝置、電動汽車（充電樁）、電采暖、負荷側調節資源等第三方獨立主體不僅能以經營主體的身份獨立參與市場，也能以聚合的方式參與。同時由代理商分類代理資源參與市場，位于發電側的儲能裝置可以獨立參與或由所屬發電企業代理參與市場，虛擬電廠可以參照聚合的方式，聚合資源參與市場。

儲能在調峰調頻方面具有突出的優勢，輔助服務機制完善能夠打開儲能盈利空間，有望推動儲能加速發展[37]。2020年6月，國家發展改革委和國家能源局發布《關于做好2020年能源安全保障工作的指導意見》，在能源生產供應、能源通道建設、能源儲備能力、能源需求管理等方面提出若干措施，進一步完善調峰補償機制，推動儲能技術應用。2020年7月，國家發展改革委、國家能源局聯合修訂印發《電力中長期交易基本規則》[38]，對完善電力市場建設有利，促進電力行業持續健康發展。隨后，國家發展改革委在7月9日組織召開安排部署2020年能源迎峰度夏工作的全國電視電話會議，會議要求各地各有關方面重點在改革、增儲、安全上下功夫，并且會議強調深化儲能和調峰機制改革。輔助服務機制的完善有利于儲能發展和技術應用，多個政策提及儲能，代表了國家對儲能的認可和支持。

可以看出，政府為促進電儲能產業發揮其市場機制作用搭建了平臺，為儲能在輔助服務應用領域提供了多渠道盈利的可能性。通過對多種模式的電儲能參與輔助服務的探索，從而推動了儲能應用于輔助服務的試點推廣力度，為實現儲能在電力輔助服務應用領域的大規模商業化奠定了堅實的基礎。

2）新能源汽車產業：從2009年起，國家就開始推動新能源汽車產業的發展，目前新能源汽車發展已初現規模，政策也做出相應調整。2019年12月，工業和信息化部發布了《新能源汽車產業發展規劃（2021—2035）年》（征求意見稿），旨在完善法規標準制定以及維護市場秩序。同時該規劃也落實了汽車領域開放時間表、路線圖，以加快融入國際市場。這個時期的政策已經不再對動力電池的性能指標做具體的設計引導，而是強調企業在技術路線選擇、產品產能布局等方面的主體地位，未來車企將更多依據消費者的實際需求來選擇技術路線[39]。該規劃作為發展新能源汽車的綱領性政策，指明了未來十五年新能源汽車的發展方向和發展目標[40]。進一步明確新能源汽車發展路徑和政策支撐，將減少資源消耗率作為發展目標，以更具活力的政策激勵企業自主創新。

雖然新能源汽車已進入后補貼時代，但市場的銷售情況仍然與國家補貼政策密切掛鉤。2019年11月，工信部發布關于擬撤銷《免征車輛購置稅的新能源汽車車型目錄》名單的公示，其中共有141款新能源汽車：插電式混合動力車13款、純電動車125款、燃料電池車3款（見表1-6），通過逐步減少國家補貼以鼓勵新能源汽車過渡至自盈利階段。緊隨其后工業和信息化部又發布關于實施《電動汽車用動力蓄電池系統熱擴散乘員保護測試規范（試行）》，要求自2019年11月12日起，按通知中的要求開展試行工作的車輛生產企業應加強對相關新能源汽車產品的安全監測。對新能源汽車產品的準入，企業可自愿按《熱擴散測試規范》增加熱擴散測試項目，提交由第三方檢測機構出具的檢測報告，以保障乘員的安全性。

2020年全國兩會政府工作報告提出，增加充電樁、換電站等設施，推廣新能源汽車。5月，工業和信息化部、國家稅務總局發布《免征車輛購置稅的新能源汽車車型目錄》（第三十二批），包括283款車型，其中含乘用車52款（純電動乘用車49款，插電式混合動力乘用車3款）。6月，工業和信息化部裝備工業發展中心發布《關于開展新能源汽車安全隱患排查工作的通知》，稱為進一步提高新能源汽車安全運行水平，推動新能源汽車安全標準規范建設，促進產業安全健康發展，請各新能源汽車生產企業及動力電池供應商對生產的新能源汽車開展安全隱患排查工作。這些政策不僅為新能源動力電池提供了商業化落地的機遇期，同時也對新能源汽車產品的安全規范做出了要求[41]。

面對不斷擴大的新能源市場，我國的政策重點已經從生產端轉向使用端，從扶持補貼階段過渡到培育獨立的消費市場，這些政策不僅為新能源動力電池提供了商業化落地的機遇期，同時也對新能源汽車產品的安全規范做出了要求[42]。

3）電價改革：國家發展改革委自2018年發布《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》以來，目前我國在利用峰谷電價差、輔助服務補償等市場化機制方面都更加完善[43]。今年4月，《關于完善光伏發電上網電價機制有關問題的通知》的發布進一步加快了電價改革的進程，完善了集中式光伏發電上網電價形成機制，明確分布式光伏發電項目補貼標準，還將集中式光伏電站標桿上網電價改為指導價。該通知強調了應逐漸減少對分布式光伏發電給予的補貼幫助，同時逐漸以“自發自用、余量上網”的模式運營。從而引導在新能源方面的投資引商更加具有科學性、合理性、有效性[44]。5月，國家發展改革委、國家能源局發布了《輸配電定價成本監審辦法》，明確了電儲能設施等費用不計入輸配電。隨后，國家發展改革委于10月正式印發了《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（以下簡稱《意見》），《意見》強調要發揮市場的主導性作用來完善輔助服務電價的形成機制。即通過市場對資源分配的決定性作用，使燃煤機組參與調峰、調頻、備用、黑啟動等輔助服務電價的制定，從而增加對燃煤發電成本的補償，以及保障電力系統處于正常的運行狀態[45]。針對某些燃煤機組利用小時數較小的地區，《意見》提出了解決方案，即通過市場靈活性制定容量電價和電量電價，完善對容量補償機制的建立[46]。《意見》因此提出了具體方案：第一，把原有的標桿上網電價方案變為“基準價+上下浮動”的市場化定價方案。第二，將仍執行原有標桿電價機制，但是對滿足市場交易條件的燃煤發電量的上網電價進行變動，改為在以市場主導的“基準價+上下浮動”范圍內形成。第三，針對仍采用燃煤發電的居民以及農業用戶，其用電價格仍按基準價執行。第四，對于已經根據交易市場而形成的上網電價，其燃煤發電電量仍按照目前的市場化規則施行。第五，在形成燃煤發電上網電價的機制之后，現行煤電機制停止實施[47]。

電價機制作為市場機制的核心，盡管電價調整可能會帶來很多不確定性，但電價改革仍是緩解電力供需矛盾的主要手段，有了儲能配置為電力市場的消納提供助益，同時充分發揮市場的主體性配置作用，都為實現電力市場化交易綠色發展奠定了基礎。

4）電池梯級回收體系：電池梯級利用指的是將容量不足80%的電池重新改造，以再次應用于儲能領域的技術。具體來說，就是資源再生利用的手段之一，通過對目標電池進行破碎、拆解以及冶煉等改造來達到對鎳、鈷、鋰等資源的再次利用[48]。中國汽車技術研究中心經過考慮汽車報廢年限、動力電池壽命等因素綜合得出，預計在2018—2020年，全國累計退役車用電池數量將達12萬～20萬噸；到2025年報廢量或達35萬噸左右。針對退役電池龐大的回收規模，在2012年，國務院發布了《節能與新能源汽車產業發展規劃（2012—2020年）》，重點強調了制定電池回收利用管理辦法的必要性，同時也敦促各個相關部門建立退役電池梯級利用和回收的方案。近幾年來，國家發展改革委、工業和信息化部等部門陸續發布《生產者責任延伸制度推行方案》《電動汽車動力蓄電池回收利用技術政策（2015年版）》《新能源汽車動力蓄電池回收利用管理暫行辦法》《新能源汽車動力蓄電池回收利用溯源管理暫行規定》等指導性政策，這些政策的發布以及落實為電池梯級利用技術的發展指明了方向，同時推動了電池回收價值的更好轉化，梳理了電池回收產業鏈上下游的責任分攤，為實現電池梯次回收商業化奠定了堅實的基礎[49]（見表1-7）。

國家數個梯次回收政策的發布，已經表明國家對梯次回收利用的重視程度。2019年，國家發展改革委頒布了《鉛蓄電池回收利用管理暫行辦法》，旨在建立鉛蓄電池回收利用協作機制。該政策的發布具體化了鉛蓄電池的回收目標，即在2025年底之前，其回收率應保持在60%及以上的水平[50]，與此同時，政府鼓勵將鉛蓄電池生產企業與退役鉛蓄電池回收利用企業合作，以實現最終的回收目標。在規范鉛蓄電池的回收管理機制后，工業和信息化部節能與綜合利用司在9月發布了對2016年版修訂后的《新能源汽車廢舊動力蓄電池綜合利用行業規范條件（修訂征求意見稿）》以及《新能源汽車廢舊動力蓄電池綜合利用行業規范公告管理暫行辦法（修訂征求意見稿）》[51]，修改內容主要涉及對鎳、鈷、錳、鋰等主要有價金屬的綜合回收率指標。同時修改方案還強調對退役車用電池進行篩選重組，通過加大其在基站備電、儲能、換電等領域的應用率提升綜合利用的收益[52]。此外，工業和信息化部還強調了完善梯次回收體系的必要性，保障退役梯次產品的規范回收。對此，工業和信息化部近日發布了《新能源汽車動力蓄電池回收服務網點建設和運營指南》（以下簡稱《指南》）。《指南》指明了建立收集型回收服務站的重要性，尤其是針對新能源汽車生產商以及致力于梯次利用的相關企業，這些企業可以通過在其新能源汽車銷售和電池梯次利用的應用區域（至少地級）內建立服務站點，以更好地掌握對退役電池的追蹤管理[53]。通過政府對梯次回收政策發布頻率的密集程度，可以看出國家層面對完善梯次回收管理體系的決心之大，這些政策更好地發揮了信息技術的作用，完善了動力電池信息管理平臺，實現了對退役電池來源可溯、去向可查、狀態可知。針對退役電池梯次回收難處理的問題，提供了新的創新模式解決方法，從而使回收服務網點、梯次利用生產企業等形成健康共享的循環利用生態鏈，從而提升回收效益。

伴隨著諸多政策的落地以及各地政府的跟進，動力電池在儲能領域梯次利用的商業價值又引起強烈重視。工業和信息化部著手展開建立車用電池回收利用試點工程，以助推各致力于汽車制造、電池生產及利用的企業建設儲能領域的梯次利用示范工程[54]（見表1-8）。這些示范項目對于實現削峰填谷以及削弱棄光率具有極大的意義，同時這些示范項目也是對電池儲能的安全性、節能減排和提高電網經濟性等優勢的極大認可。

目前來看，中國鐵塔公司正積極響應梯次利用的號召。從2018年開始，中國鐵塔公司已將其旗下約200萬個基站的全部電池都采用了車用退役電池。同時，除了備用電源，在削峰填谷[55]、新能源發電和電力動態擴容等方面都采用了車用退役電池。此外，中國鐵塔公司表示，到2020年該公司可接納1000萬輛電動汽車產生的退役電池。在電網儲能領域，梯次電池應用的試點也在逐步增多，2018年3月，江蘇電力第二批電網側儲能的招標項目中，就包括了20MW/75MW·h的梯次利用儲能電站。此外，備受矚目的雄安新區對外發布了儲能電站項目招標，采用電動汽車退役梯次電池建儲能電站。雄安公司籌備組作為此次招標人，對外明確發布了其在儲能領域的規劃：初步規劃每個區、縣、小城鎮均配置1個儲能電站，每個儲能電站規模在10MW/40MW·h左右，總體規模在500MW/2000MW·h左右。近2GW·h的調峰調頻電站規劃，全部采用電動汽車退役梯次電池。而此次雄安新區的儲能電站規劃，則是目前為止規劃規模最大的以退役電池為主的電網側儲能電站項目。與雄安新區發布儲能電站招標的同時，北汽集團旗下的北汽鵬龍動力電池梯次利用項目奠基儀式在河北滄州舉行。

如此密集的行動計劃已顯示出梯次利用在儲能領域尤其是在電池儲能電站所發揮出的價值[56]，對電池梯次利用不僅可以降低儲能電站的投資建設成本，同時使得電池利用效益最大化，對減少環境污染具有極大意義。而這些示范工程的探索也為實現規模化利用退役電池、最大化電池經濟效益提供了現實基礎，這些行動計劃的落地更為之后電池儲能電站商業化奠定了工程基礎。

5）5G基建：隨著儲能技術的不斷發展，具有高利用率、小型化等特點的新型儲能系統會填補基站儲能技術的空白，保證基站供電的穩定性。5G宏基站功率大，覆蓋范圍廣，一般建設在室外，需要儲能系統作為備用電源，以保證供電的穩定性[57]。隨著一系列5G基建政策發布（見表1-9），5G基建不斷發展，同時，促進了電池儲能技術發展。2020年初中央密集部署“新基建”，20天內4次提及相關內容，其中2次提及5G網絡。可以看出，國家重視5G基建發展。

5G進入商用化階段，主流運營商注重5G網絡部署[58]。與2019年相比，2020年中國移動、中國電信、中國聯通三大運營商5G投入成倍提高。通信基站儲能不僅能作為備用電源，也可能在電網負荷低的時候用于儲能，在電網高負荷的時候輸出能量，用于調峰調頻，減輕電網波動，保證通信基站平穩運行。截至2020年5月底，上海累計建設2萬個5G室外基站，2.2萬個5G室內小站。根據國家無線電辦公室4月份的統計數據，上海已建5G基站數量在國內所有城市中排第一。2020年上半年，北京通信行業就5G基建方面取得成效，截至2020年6月底，全市累計開通36420個5G宏站，新建2477套5G室內分布系統，發展366.64萬戶5G用戶。2020年以來，河北省通信管理局推動加快5G發展步伐，2020年上半年，河北省新建9440個5G基站。2020年上半年，重慶市信息通信業推動5G基礎設施建設，截至2020年7月1日，新建3.2萬個5G基站。通過5G基建領域發展現狀可以看出國家對5G基礎設施建設的支持，同時5G基站的大規模建設也帶動了儲能電池的需求，進一步推動了儲能技術和產業發展。

2.儲能“十四五”發展政策

碳達峰目標是指我國承諾在2030年前二氧化碳排放量不再增長，并且達到峰值后逐年降低；碳中和是指在2060年前二氧化碳整體排放量與吸收量相互抵消，實現二氧化碳“零排放”。碳中和目標的實現離不開可再生能源的大規模裝機應用，但可再生能源發電具有間歇性、波動性和隨機性，導致電力系統的靈活性調節能力面臨更高的要求[59]，電能質量面臨更大的挑戰，而先進儲能技術作為平抑新能源波動、提升消納能力的主要途徑備受關注。

“十三五”時期儲能技術不斷取得進展，儲能電站裝機規模持續擴大，儲能技術也完成了從技術研發到商業化初期的目標。2020年12月召開的2021年全國能源工作會議提到，要大力提升新能源消納和儲存能力，著力構建清潔低碳、安全高效的能源體系。發展儲能經濟是我國電力行業發展一項重大戰略，儲能對于促進能源轉型方面起著至關重要的作用，“十四五”時期，我國已開啟全面建設社會主義現代化國家新征程，為實現碳達峰碳中和這一目標，必須利用儲能進行能源消納，國內也出臺了相應政策，將發展新型儲能作為提升能源電力系統調節能力、綜合效率和安全保障能力的重要措施，支撐新型電力系統建設，推動儲能高質量發展。2021年是碳中和元年，為了穩步推進“雙碳”目標，“十四五”規劃進一步提出完善能源消費強度和消費總量的“雙控”制度，重點控制化石能源消費，2025年單位GDP能耗和碳排放比2020年分別降低13.5%、18%[60]。國務院對“雙控”工作進行整體把控，并將“雙控”目標分解下放到了全國各個地區。隨著減少碳排放成全球共識，全球能源轉型迫在眉睫。近年來，在新能源替代化石能源的進程中，儲能市場迎來爆發式增長。2021年3月，中央財經委員會第九次會議提出，構建以新能源為主體的新型電力系統。新型儲能技術基本滿足新型電力系統基本需求，對今后電力系統穩定、高效運行具有重要意義。2021年4月，國家發展改革委、國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》，進一步推動了新型儲能技術的發展和應用，其中提及到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展的轉變，并且新型儲能裝機規模要達到3000萬kW以上，接近當前新型儲能裝機規模的10倍，該發展前景和市場規模給行業帶來了巨大信心，促進新型儲能全面市場化發展，為支撐“碳達峰碳中和”目標留出充分的預期空間。7月23日，國家發展改革委、國家能源局正式聯合發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，這是國家層面首次明確提出量化的儲能發展目標。國家發展改革委發布的《關于進一步完善分時電價機制的通知》要求進一步完善峰谷電價機制，合理確定峰谷電價差，統籌考慮當地電力供需狀況、新能源裝機占比等因素，科學劃分峰谷時段，合理確定峰谷電價價差，規定系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1，對于尖峰電價也有尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%的規定。峰谷價差套利作為目前儲能產業最廣泛最重要的商業模式，進一步拉大尖峰電價，無疑是對儲能產業發展起到至關重要的作用。除此之外，為鼓勵發電企業市場化參與調峰資源建設，2021年8月10日，國家發展改革委、國家能源局正式發布《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，鼓勵發電企業通過自建或者購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發電裝機并網規模。在配比要求方面規定，超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4h以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。為推進源網荷儲一體化和多能互補發展，設置負荷備用容量為最大發電負荷的2%～5%，事故備用容量為最大發電負荷的10%左右，其中對于區外來電、新能源發電、不可中斷用戶占比高的地區，適當提高負荷備用容量；加強與電力市場的銜接，要求電力現貨市場尚未運行的地方，電力中長期市場交易合同未申報用電曲線或未形成分時價格的，結算時購電價格應按目錄分時電價機制規定的峰谷時段及浮動比例執行。新型市場主體包括儲能裝置、電動汽車（充電樁）、虛擬電廠及負荷側各類可調節資源，可按照經營主體獨立參與市場，也可通過聚合商以聚合方式（虛擬電廠）參與市場。允許可跨省聚合資源的區域性聚合商以分省聚合資源的方式參與市場。為確保市場運行平穩有序，初期對新型市場主體市場申報價格設立限價，省間調峰輔助服務報價不低于120元/MW·h。可以看出國家高度重視新型儲能技術在推動能源領域碳達峰、碳中和過程中所發揮的重要作用，對今后儲能產業的發展具有重要指導意義。隨著碳中和目標的明確，能源領域將迎來一場巨大的革命，新能源必將取代傳統化石能源，成為能源領域的支柱。

2022年3月22日，國家發展改革委、國家能源局印發《“十四五”新型儲能發展實施方案》（以下簡稱《實施方案》）。在“十三五”期間，我國新型儲能實現了由研發示范向商業化初期的過渡，基于該背景，《實施方案》對我國“十四五”期間，新型儲能規模化、產業化、市場化發展進行了總體部署。《實施方案》分為8大部分，包括：總體要求、六項重點任務和保障措施。以下將主要針對8大部分中的商業模式創新、規模化發展、多場景應用以及新型儲能學科建設4個方面具體展開討論。

（1）商業模式創新

回顧我國儲能產業的發展歷程，儲能產業走過了技術研發、示范應用和商業化初期等3個階段。儲能產業在電力調頻、調峰、需求響應等輔助服務市場的應用已經初具經濟性，但作為一種新興技術，儲能參與市場的價格和機制還不夠健全，無法實現其作為商品的屬性。這一系列問題也在一定程度上制約了儲能的商業化進程。

在電價改革方面，主要針對企業用電方面，進行電價結構優化，其中不僅有通過合理拉大峰谷電價差，建立尖峰電價機制，還有對高耗能企業設置階梯電價的政策[61]，限制其用電量等政策。例如，2021年7月26日，發改價格〔2021〕1093號《國家發展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知》鼓勵各地因地制宜，合理拉大峰谷價差，建立尖峰電價機制，充分挖掘需求側調節能力。此番政策能很好地引導用戶側配置儲能以及根據分時電價合理用電。同年8月，發改價格〔2021〕1239號《國家發展改革委關于完善電解鋁行業階梯電價政策的通知》，強調對電解鋁等高耗能行業加強加價電費收繳工作，旨在通過政策倒逼企業改變用電模式[62]，提出更加合理規范的價格制度，進一步促進用戶側儲能的發展。由此可見，用戶側儲能作為優質的可調負荷，將是“十四五”時期市場化發展最好的應用領域之一，具有可觀的發展空間[63]。

（2）規模化發展

儲能可以解決新能源占比提高問題，但蓄水儲能手段由于受到地理位置、占地面積等因素限制，近年來發展緩慢。而電化學儲能逐漸受到世界各國重視，國內外紛紛開展示各類電化學儲能示范工程項目，應用領域不斷拓展的同時，電站規模也不斷擴大。

從政策的發布中可以看出，各國正在積極推進大容量電化學儲能電站建設。2014年11月，國務院辦公廳發布的《能源發展戰略行動計劃（2014—2020年）》[64]將大規模儲能技術列為九大重點創新領域之一，展現了國家對于大規模儲能技術的重視態度。2017年10月，五部委聯合發布了《關于促進我國儲能技術與產業發展的指導意見》（以下簡稱《指導意見》），成為了我國大規模儲能技術及應用發展的首個指導性政策。《指導意見》明確了儲能行業發展的兩個階段：在“十三五”期間和“十四五”期間分別實現儲能由研發示范向商業化初期過渡和實現商業化初期向儲能規模化發展，同時，《指導意見》強調了儲能技術應用與發展的規模、成本、壽命等技術問題是我國儲能技術保持領先地位的重中之重。2020年國家能源局發布的《國家能源研發創新平臺管理辦法》[65]將對儲能關鍵技術的要求上升到了國家能源安全、能源可持續發展以及能源重大工程建設層面。可見，國家對電化學儲能產業重視程度不斷提高。

隨著我國雙碳戰略的有序推進，百兆瓦級儲能電站也拉開了大規模開工建設的帷幕，除江蘇、河南、湖南等地已建成的百兆瓦級儲能電站外，山西大同、朔州等地的300MW/600MW·h、400MW/800MW·h獨立儲能電站，山東5個100MW/200MW·h共享儲能電站也如雨后春筍般相繼破土動工。與之配套的落地政策也接踵而至，既有儲能可獨立參與調峰、調頻的合法身份，又有儲能設施利用小時數不低于540h的最低保障；既有允許發電企業可以投資建設新能源配套送出工程，又有同一企業集團儲能設施可視為本集團新能源配置儲能容量；既有峰谷電價價差原則上不低于4:1，又有全國碳排放權交易市場的開放，諸如之類的利好政策不勝枚舉，為百兆瓦級儲能電站的普及推廣奠定了堅實的基礎。但現有電站因投資主體、歸屬權不同，導致多個百兆瓦級電化學儲能電站之間難以協同控制，無法充分發揮電站匯聚效應，而吉瓦級電化學儲能電站是解決該問題的首選。

吉瓦級電化學儲能電站可被定義為：在同一區域電網內，可以由電網進行統一調度的集中或分布式電化學儲能容量達到吉瓦級。其主要特征為：①容量達到吉瓦級；②同一區域電網；③受統一調度。針對未來儲能裝機缺額，吉瓦級儲能電站是一種可行的解決手段，推進吉瓦級電化學儲能電站建設已迫在眉睫[66]。

吉瓦級電化學儲能電站的建設仍然面臨著許多難題。吉瓦級電化學儲能電站系統集成難度大，運行調控策略實現復雜，目前仍處于摸索階段。在兆瓦級電化學儲能電站由數十兆瓦發展到百兆瓦的過程中，曾遇到過電池選型指標及并網指標不完善、不適宜[67-68]，電站結構中經濟性與安全性不平衡[69]，現有應用場景發展及新型應用拓展取舍[70]等問題。因此在電站規模進一步提升至吉瓦級的過程中，吉瓦級電化學儲能電站需要借鑒已有的兆瓦/百兆瓦級電化學儲能電站運行經驗，加強在這些方面的理論分析，才能加快吉瓦級電化學儲能電站的建設，推動新型電網格局的形成與穩定運行，貫徹落實國家“四個革命、一個合作”能源安全新戰略。2020年青洽會、國網綜能集團/中國誠通集團與青海市政府分別簽署吉瓦級電化學儲能電站戰略合作協議，為吉瓦級電化學儲能電站奠定了堅實基礎。

（3）多場景應用

目前，儲能在我國電力市場有5個應用領域：電源側、集中式可再生能源并網、輔助服務、電網側、用戶側[71-72]。根據CNESA的數據，截至2017年底，全球電化學儲能項目在電源側、集中式可再生能源并網、輔助服務、電網側、用戶側的占比分別為4%、28%、34%、16%和18%，2017全球電化學儲能項目應用分布如圖1-4所示，其中可再生能源并網的累計裝機規模達到820.8MW，占全球累計投運電化學儲能規模的28%，與2016年相比增幅達36.6%。目前，集中可再生能源并網項目已經初具規模，輔助服務和電網側項目也迎來新的發展。

1）電源側：儲能在發電領域的應用集中在輔助動態運行和取代或延緩新建機組，主要憑借儲能技術的快速響應能力來提高輔助動態運行時的火電機組的效率，并減少碳排放以及設備維護和更換的費用，以避免動態運行對機組壽命的損害，同時降低或延緩對新建發電機組容量的需求。

2）用戶側：用戶側儲能主要應用于用戶分時電價管理、容量管理以及電能質量調節等方面，是幫助電力用戶實現分時段電價管理的主要手段。用戶在電價較低時對儲能系統充電，在高電價時放電。用戶在自身用電負荷較低的時段對儲能設備充電，在高負荷時，利用儲能設備放電，從而降低自己的最高負荷，達到減低容量費用的目的，提高供電質量和可靠性[73]。

3）電網側：2019年是儲能產業發展速度很快的一年，全國很多省市都出臺相應的政策來保證儲能技術在電力系統中的主導地位，儲能市場發展潛力無限，產業結構也隨之發生變化，儲能技術的應用已經從用戶側轉為電網側發展，并主要以電網側為主。2018年新增投運的電網側儲能規模為206.8MW，居各種儲能類型之首[74-75]。

電網側儲能增長還要從2018年夏季鎮江的“用電危機”談起，由于夏季的用電高峰以及天然氣項目停滯，電網側的電化學儲能受到了江蘇國網的重視，這一舉動導致電網側儲能在這之后的一段時間內發展迅速，就在這段時間，江蘇鎮江的電化學儲能電站集群應運而生。有了鎮江儲能電站的開端，全國其他地區也開始重視電網側儲能電站的發展，電網側儲能在2018年的崛起不是偶然的，是由多種因素共同驅動的。

電網側儲能區別于電源側和用戶側，是應用于輸配電領域的儲能類型。作為電網中優質的有功無功調節電源，它的主要功能是有效提高電網安全運行水平，實現電能在時間和空間上的負荷匹配，增強可再生能源消納能力，在電網系統備用、緩解高峰負荷供電壓力和調峰調頻方面意義重大[76]。在商業模式上，電網側儲能采用的經營模式是租賃的經營模式，就是在建立儲能電站后，通過出租容量或者是發電量，電網公司支付租賃費用，規則和期限各不相同，等到租賃期滿，該部分資產移交給電網公司，部分條件較好的地區，電網租賃費用較高，項目經濟性比較可觀。這些因素導致對于電網側儲能的需求增加。已有學者對儲能在電源側[77-79]和用戶側[80-82]的優化配置方法進行了深入研究，但電網側電化學儲能的研究和應用較少，尚處于初步發展階段。不同于源、荷側僅解決相關應用場景下的容量配置問題，電網側儲能的應用需結合區域電網的特性與儲能多功能應用需求。

電網側大規模儲能規劃中需要考慮儲能接入電網中的位置是否恰當，儲能作為一個雙向電力元件，在電力系統中的接入位置會直接影響系統潮流流向，改變線路負載，影響網絡損耗，甚至進而影響系統電壓水平。所以，選擇合理的布局來提高系統運行安全穩定性尤為關鍵[83-85]。由于儲能技術在電網側應用尚不具備規模經濟性，所以選擇合理的配置來提升儲能應用的經濟性水平也成為重要的研究內容。因此，綜合考慮應用需求、儲能出力特性與多功能應用的綜合經濟性，對儲能選址與配置方法進行研究，不僅對提高電網側供電可靠性、電能質量以及新能源發電消納能力有直接影響，而且從長遠來看，更是對促進我國新能源產業發展、轉變電力的發展方式等具有重要作用。

而我國電網側儲能技術的應用剛步入發展期，對儲能技術在削峰填谷、提升系統可靠性、電網調頻等方面的應用正逐步開展中。從各地區的儲能行業來看，隨著儲能在電網側的技術提升、成本下降，電網側儲能已被納入國家級政策規劃。隨著國家對電網側儲能應用的激勵和扶持以及電力市場的進一步開放，我國在完善電網側儲能的建設方面也實現了進一步發展。

隨著儲能行業技術的不斷更新，電網側儲能技術已經進入成熟發展期，全球范圍內都擁有了商業示范項目。同時，由于電化學儲能技術已經實現成本的降低，物理儲能已經實現材料的改進，新型儲能技術完成了技術上的更新，儲能技術取得了實質性的發展與進步。從整個儲能應用規模來看，物理儲能技術在現代儲能技術中發展較成熟，規模最大，電化學儲能技術應用最為廣泛，發展前景最好，是未來全球儲能開發的核心內容。

隨著相關政策的出臺，近幾年投入的電網側示范項目也應運而生，如表1-10所示。2018年建成的江蘇鎮江電網側百兆瓦級儲能電站，為電網側儲能電站的規劃設計、施工建設、運行控制、消防保障等提供了有力的工程借鑒作用。在用電負荷急劇攀升的迎峰度夏、迎峰度冬時期，為鎮江電網提供緊急供應，有效保障了當地生產生活用電需求，驗證了百兆瓦級電網側儲能可根據電網調度需求快速響應、精準動作、雙向調節，大大充實了堅強智能電網的靈活調節手段。2018年河南電網100MW/100MW·h電網側儲能電站、江蘇鎮江101MW/202MW·h電網側儲能電站投運，實現了國內容量最大的電網側儲能站并網運行，用于滿足區域電網在調峰、調頻、電力輔助服務以及緊急功率支撐[86-87]方面的應用需求；廣東電網5MW/10MW·h儲能電站，用于緩解電網建設困難區域的供電受限問題，提高供電可靠性，緩解可再生能源發電大規模接入電網帶來的調頻壓力等。2019年，湖南長沙60MW/120MW·h儲能電站投運，對該地區削峰填谷的意義重大，不僅大幅度提高了電能的輸送效率，同時還有效解決了該地區出力供不應求的狀況。在建的甘肅電網182MW/720MW·h儲能電站，是國內最大、商業化運營的儲能虛擬電廠，主要用于平抑新能源電力波動，提升清潔能源外送能力，提高河西區域電網和酒泉至湖南±800kV特高壓直流輸電工程調峰調頻能力、輸電能力和安全穩定性等。江蘇電網側儲能在延緩電網建設新增投資方面，對于額定輸送容量為15MW的配電線路，增配3MW儲能設備，可延緩3年擴容改造。

4）分布式光伏：分布式儲能可應用于源網荷3類場景，不同種類的儲能適用于不同場景，而在每種場景中，儲能的作用也各不相同。配電網側儲能的主要應用有削峰填谷、頻率調節和電壓調節；分布式電源側儲能的主要應用有平滑功率波動、實現端節點電壓控制和增強功率的可調度性；用戶側儲能的主要應用有提供不間斷電源、改善電能質量和實現需求側響應。對于分布式電源、配電網和用戶，各自有不同的構成要素，需具體分析。3種場景的構成要素可對儲能接入的具體環境有更深入了解，為分布式儲能的優化配置建立良好的前提條件。分布式儲能的應用場景和場景構成要素如圖1-5所示。

分布式儲能應用于戶用光伏中可實現光伏消納的最大化，進而保證光伏收益的最大化。安裝在基礎設施、農村居民以及村委會、社區家庭中的分布式儲能系統在滿足自身需求的同時可參與電網需求響應，通過低電費充電、高電費放電實現峰谷套利，降低購電費用的同時實現收益最大化。對于電網而言，這種錯峰用電可以緩解電網多負荷同時用電的壓力，降低線路損耗、延長輸電線路壽命。由于儲能系統的成本目前還較高，隨著政策的扶持可實現分布式儲能的平穩發展，實現多方面的經濟效益。

2013年7月，國務院出臺《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》，提出大力開拓分布式光伏發電市場，優先支持在用電價格較高的工商業企業、工業園區建設規模化的分布式光伏發電系統；在學校、醫院、黨政機關、事業單位、居民社區建筑和構筑物等地推廣小型分布式光伏發電系統。2021年6月，國家能源局綜合司下發《關于報送整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點方案的通知》，明確要開展分布式光伏試點工作，并指出申請試點條件要求為具有豐富的屋頂資源、有較高的開發利用積極性、有較好的新能源消納能力。并且對黨政機關、學校、醫院、村委會等基礎設施以及農村、工商業等產業提出指標要求：黨政機關安裝比例不低于50%，學校、醫院、工商業等分別不低于40%、30%，農村居民屋頂不低于20%。這一政策涉及工業、農業等多項基礎設施產業且屋頂分布式光伏的成本收益差大，實現自發自用的同時還可以實現利潤的最大化[88-89]，同時該政策進一步明確了分布式光伏在目前新能源發電中的地位，是使分布式光伏未來屋頂資源深入利用的一項重要途徑[90-91]。

全國各地區紛紛響應國家要求開始頒布地區政策法規明確要求各地區建設試點、開發新模式并給予政策性補貼，有的地區提出各基礎設施建設屋頂光伏的指標要求，具體如表1-11所示。

福建、廣東、陜西、江西、甘肅、安徽、浙江等10余省已陸續下發了《關于開展分布式光伏整縣推進試點工作的通知》《關于開展戶用光伏整縣集中推進試點工作的通知》《推進屋頂光伏發電建設三年方案》等文件，各省提出因地制宜試點推進方案，按照“宜建盡建”原則，大力推動開發屋頂光伏發電發展。例如，山西平陸縣2.79GW光伏175MW整縣分布式項目、陜西丹鳳縣簽約335MW整縣屋頂分布式及農光互補項目，這些項目利用農村屋頂資源豐富這一特性開展試點工作。北京市黨政機關屋頂分布式光伏發電項目也已并網使用，據測算該項目年平均發電量約為11.6萬kW·h，在減少財政支出的同時可以順應“雙碳”的背景[92-94]。

屋頂分布式光伏不光應用在黨政機關、村民等小型用電場所下，應用于政府大樓以及地鐵站、火車站等大型用電場所帶來的經濟效益也很可觀，例如，剛剛建成的京雄城際鐵路雄安站采用的是屋頂分布式光伏，項目采用“自發自用、余電上網”模式，總裝機容量6MW，每年可為雄安高鐵站提供580萬kW·h清潔電力供應。

由于不同地區的資源分布、利用率具有差異性，所以對于政策的解讀大有不同，不同的地區因地制宜，采取不同的措施保證整縣分布式光伏的發展。而且不同的行業、地區對于屋頂光伏選取的標準具有差異性。對于農村來說，由于農村人口基數大，但相較于城市來說人口密集程度低，安裝屋頂光伏主要看中的是其可以“自發自用”“余量上網”產生一定的收益這一特點。相較于農村來說，工商業開展屋頂光伏除了看中其具有可觀性收益這一特點外還可以節約成本，隨著光伏組件價格的下調，光伏發電成本降低，各種大中小型企業為了實現利潤最大化選擇比購電成本低的光伏自發電，進而推動了屋頂分布式光伏的發展[95-96]。

（4）新型儲能學科建設

隨著“碳達峰、碳中和”戰略以及“兩個一體化”戰略的強力推進，儲能作為促進風電、光伏等可再生能源消納的有效手段，市場前景廣闊。與此同時，“十四五”國家重點研發計劃啟動實施“儲能與智能電網技術”重點專項，共有6個技術方向，21個指南任務，與電池儲能技術相關的共涉及3個技術方向，7個指南任務，凸顯出國家對儲能技術發展的重視程度。

當今世界各國的競爭，本質上是人才的競爭，國家安全、經濟社會發展都離不開創新型人才。面對以新技術、新產業、新業態和新模式為特征的新經濟，2017年，教育部提出“新工科”發展規劃，旨在樹立工程教育新理念、新結構、新模式、新體系[97]。其中，培養學生解決復雜和不確定性工程問題是我國高等工程教育的一項重要內容，也是全世界工程教育所面臨的共同課題，因為沒有兩個工程項目完全相同[98-100]。因此，在產業融合、能源轉型的背景下，培養高素質、強基礎、創新型的杰出工程人才已成為高等工程教育的重要任務。

儲能產業的迅猛發展與儲能領域專業人才短缺的矛盾日益突出，建設和發展儲能學科已成為國家重大戰略需求[101-102]，需加快培養儲能領域“高精尖”人才。

近年來國家頒布了一系列涉及儲能學科的相關文件[103]，促進儲能可持續發展，如圖1-6所示。儲能調節靈活、布點便利，能夠促進風電、光伏等可再生能源消納，有利于建設以新能源為主體的新型電力系統[104]。為推動新型儲能快速發展，國家發展改革委、國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》。大規模儲能是國家戰略，為使其更高效安全發揮作用，就必須在現有技術的基礎上不斷進行創新，而儲能領域人才培養對儲能技術創新至關重要。

高校是人才培養的核心陣地，多所高校響應國家號召，更加緊密對接國家能源發展戰略的需求，大力推進儲能學科建設，積極培養儲能領域“高精尖”人才。繼2020年西安交通大學開設“儲能科學與工程”專業后，2021年又有25所學校設置“儲能科學與工程”專業，如圖1-7所示。儲能學科作為一門新興交叉學科，需加強學科間的交叉融合，以國家重大需求為導向，研究儲能領域相關知識。其中，在儲能學科建設方面起步較早的西安交通大學，聯合學校6個理工類優勢學院共同建設，配備高質量科研教學團隊，集學科優勢與校企聯合制優勢，推動儲能專業發展，為我國儲能學科建設工作進行了有益嘗試。廈門大學、華北電力大學、中國石油大學（北京）、長沙理工大學等高校整合多個學院的優勢師資力量，進行儲能學科建設。此外，北方工業大學、同濟大學等高校也積極進行儲能領域相關研究，與眾多大型企業良好合作，為儲能專業進入高校教育體系打下了堅實基礎[105]。由此可見，儲能學科是一門綜合性較強的學科，需建立健全儲能學科體系，加強儲能領域師資隊伍建設。

同時，為促進儲能產業技術發展，國內儲能領域專家、學者撰寫了相關研究方向的一系列教材，部分儲能學科教材見表1-12。

《“十四五”新型儲能發展實施方案》強調，要推動儲能產業的產學研用的融合發展，以“揭榜掛帥”等方式推動創新平臺建設，深化新型儲能學科建設和復合人才培養；建立健全以企業為主體、市場為導向、產學研用相結合的綠色儲能技術創新體系，充分釋放平臺、人才、資本的創新活力，增加技術創新的內生動力。

2021年6月，國家能源局發布《關于組織開展“十四五”第一批國家能源研發創新平臺認定工作的通知》，其認定方向包括新型儲能技術、氫能及燃料電池技術等。儲能技術相關實驗研究是培育核心技術和成果的必備因素，發電企業、電網企業、高校等均有建設儲能領域相關技術中心。如圖1-8所示，北方工業大學與國網綜合能源服務集團有限公司、國家電投集團中央研究院合作成立了儲能技術工程研究中心，南京工程學院智能電網產業技術研究院牽頭建設了南京市儲能技術與高效應用工程研究中心等。高校應積極與國內大型央企、科研院所、設備生產與集成廠家緊密聯合，產學研用優勢互補，共同籌建國家級、省部級等不同層級、不同維度的儲能技術中心、實驗室等，為儲能學科建設提供有力抓手。從長遠發展的角度，儲能技術中心建設仍需統籌規劃，構建由理論到實驗，進而完成成果轉化的科研體系。

此外，儲能技術迅速發展，備受國內期刊的關注，《電力系統自動化》《電力系統保護與控制》《熱力發電》等國內電力領域一流期刊均設立了儲能專刊，儲能領跑者聯盟、中國可再生能源學會儲能專委會、中國電工技術學會儲能標委會、IEEE PES儲能技術委員會（中國）、中關村儲能產業技術聯盟、朔州市儲能技術委員會等進行了儲能領域學術交流，為推進儲能學科建設提供了廣闊的學術平臺和便捷的交流通道。這些期刊的儲能專欄與儲能領域行業協會共享最新學術和技術成果，搭建了高校教師、學生與技術人員之間交流的橋梁，對儲能技術創新與儲能學科建設起到了推動作用。如圖1-9所示，列出了部分涉及儲能領域的期刊和行業協會，儲能相關的期刊及行業協會應積極組織儲能領域學術交流，培養學生在儲能領域完成基礎知識儲備。