（本文刊載于《中國電力企業管理》2022年05期，作者單位：中國南方電網有限責任公司改革發展研究中心）

在實現碳達峰碳中和、構建現代能源體系和新型電力系統的大背景下，新型儲能作為重要的靈活性調節資源，具備毫秒級快速響應和雙向調節優勢，不受地理條件限制且建設周期短，具有提高新能源消納比例、保障電力系統安全穩定運行、提高發輸變電設施利用效率等多方面作用，必然成為搶占能源戰略制高點的重要領域，在能源變革中擔負重任。 然而，目前我國新型儲能產業仍處于商業化和規模化發展初期，相關的市場機制和電價政策還不夠完善，盈利模式較為單一且缺乏可持續性，存在成本疏導不暢、社會主動投資意愿不高等問題，亟須加快推動電力體制改革和全國統一電力市場體系建設，完善新型儲能投資回報和成本疏導機制，合理反映其在新型電力系統中的價值，引導新型儲能產業健康可持續發展。

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支持政策持續完善 規模增長勢頭強勁

2021年以來，國家密集出臺了一系列支持儲能產業發展的重磅利好政策。2021年7月，國家發展改革委、國家能源局印發《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》(發改能源規〔2021〕1051號)，對我國新型儲能發展作出了總體部署。2022年2月，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》(發改能源〔2022〕209號)，進一步明確發展目標，細化重點任務，提升規劃落實的可操作性。該文件是“十四五”時期我國推動新型儲能高質量發展的指導性文件，也是開展新型儲能技術創新示范、優化新型儲能發展布局的重要依據，為行業創新與可持續發展指明了方向。此外，僅在今年國家部委印發的文件中，《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》(發改體改〔2022〕118號)《“十四五”現代能源體系規劃》《氫能產業發展中長期規劃(2021～2035年)》《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》(發改辦體改〔2022〕129號)和《電力可靠性管理辦法(暫行)》，全部提及了新型儲能產業的發展。在一系列國家部委政策推動下，我國大部分省份都積極出臺新能源配置儲能的方案，主要集中在“光伏+儲能”“風電+儲能”方面，支持新型儲能產業發展的政策環境非常有利。

新型儲能成本持續降低，呈現爆發式增長、跨越式發展。在一系列利好政策的支持下，我國儲能技術不斷進步，成本快速下降，產業應用快速發展。從單位造價來看，近年來，主流新型儲能技術成本降低了30%～50%(單位造價成本在1200～1600元/千瓦時)，平均度電成本為0.6～0.9元/千瓦時。通過與電源側深度融合，度電成本最低可達到0.3元/千瓦時，接近抽水蓄能成本(0.25元/千瓦時)。未來，隨著新能源汽車產業快速發展，電池和系統總成本將進一步下降，預計“十四五”期間新型儲能系統成本降低30%以上，競爭力進一步提升。

據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)發布的《儲能產業研究白皮書2022》，截至2021年底，我國已投運新型儲能項目裝機規模為573萬千瓦，同比增長75%。其中，2021年新增投運規模首次突破200萬千瓦，達到240萬千瓦，同比增長54%，占全球市場新增規模的24%。此外，2021年新增在建、規劃項目總裝機規模2380萬千瓦，在體量上具備發揮系統級作用的基礎和條件。可以說，以2021年為起點，中國新型儲能市場進入真正意義上的規模化發展階段。

共享儲能模式大有可為，商業化運營前景可期。2021年8月，國家發展改革委、國家能源局印發《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》(發改運行〔2021〕1138號)，明確了鼓勵探索建設共享儲能的市場機制改革方向，并指明租賃儲能容量可視作可再生能源儲能配額。2021年以來，湖南、山東、青海、山西、安徽等地共享儲能電站項目開發步伐逐漸加大，全國已備案的在役、在建、規劃項目總裝機規模已達1200萬千瓦，開啟了新型儲能產業發展新業態。從現有經驗看，新能源配額租賃、調峰補償是當前政策環境下共享儲能較為可行的盈利模式。相較于新能源自配儲能的分散式配置方式，共享儲能的投資主體靈活，由多方主體共同投資、建設和運營，發揮各自優勢，將對儲能電站開發運營帶來多重利好，在一定程度上也促進了其開發和應用。

市場機制有待完善 是制約新型儲能規模化發展的主要因素

當前，我國電力市場建設尚處于初級階段，雖然新型儲能部分應用場景已形成商業模式并具備經濟性，但受制于儲能產業政策體系不完善、商業模式單一、投資回報機制不健全等問題，新型儲能產業尚未實現規模化發展。究其原因，主要在于市場機制不夠完善，電力市場和價格體系無法反映儲能價值。

在發電側，新型儲能的應用場景主要有兩類。

一類是在火電廠內加裝新型儲能。利用儲能的快速調節性，改善火電的調頻性能，從而獲得更高的調頻輔助服務補償，最后實現儲能和火電廠的增加收益分成。在這種“火儲聯合調頻”的情況下，火電盈利能力較好，但由于調頻輔助服務費用僅在發電側內部分攤，尚未向用戶側疏導，新型儲能獲得的收益相當于發電側內部的“零和游戲”，從長期看，發電企業投資儲能動力不足，盈利模式難以持續，需要研究建立適合新型儲能長期盈利的輔助服務市場機制。

另一類是新能源配置新型儲能。由于我國大部分地區新能源未參與電力市場交易，山西、甘肅等地為例，新能源參與電力市場的地區市場機制還有待完善，新能源基本未承擔電力系統的系統性消納成本。新能源配置新型儲能可以減少棄風、棄光，對新能源項目提升收益率有一定的積極作用，但總體來看，新能源企業投資建設儲能動力不足。

國內很多省份為壓實新能源企業承擔系統調節責任，將新能源配置儲能作為項目核準及接入的必備前置條件，且配置比例較高(10%～20%)。新能源場站強配儲能的初衷是希望提高系統調節能力、促進儲能應用，但一些新能源企業在實際操作過程中選擇成本最小化的方案“一配了之”，儲能配套淪為擺設。一些地方“重建設輕調用”問題突出，儲能設施“調不好”“不調用”，導致其未能發揮應有價值。

在電網側，新型儲能商業模式尚不成熟，仍處于探索階段。

一種是由電網企業輔業單位投資建設，主業單位租賃運營。如湖南長沙儲能示范工程(榔梨、延農和芙蓉三座儲能電站)由湖南綜合能源服務有限公司投資建設，湖南省電力公司租賃運營。主要以“電量電費+備用容量電費”兩部制電價模式經營，同時采用“新能源配套儲能租賃服務+電力輔助服務”多元化商業模式。

另一種是由電網企業輔業單位投資建設，通過合同能源管理模式運營。如江蘇鎮江儲能示范工程由江蘇綜合能源服務有限公司投資建設，與江蘇省電力公司簽訂合同能源管理協議，對節能效益、調峰效益按照約定比例進行分享。此外，根據國家發改委2019年修訂印發的《輸配電定價成本監審辦法》(發改價格規〔2019〕897號)和《省級電網輸配電價定價辦法》(發改價格規〔2020〕101號)，電網側儲能投資不能計入輸配電定價成本，在一定程度上影響了電網企業投資建設儲能項目的積極性。部分地區儲能設施充放電都需向電網企業繳納過網費、容量電費、政府性基金等，造成“雙向收費”增加用戶負擔。國家發改委《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》(發改能源規〔2021〕1051號)提出研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收，為儲能成本疏導留下政策空間，但實施細則尚未出臺，導致政策無法真正落地。

在用戶側，新型儲能應用所占比例和商業化程度最高，但相比歐美發達國家，還存在商業模式過于單一等問題，缺乏可持續發展的動力。

國外用戶側儲能商業模式多樣，比如用戶側儲能可以虛擬電廠的身份參加電力市場交易，也可以將一個社區內的可再生能源發電、用戶和儲能集合到一個平臺上，互相之間進行精確匹配。相比之下，目前我國用戶側儲能只能通過峰谷價差獲得收益，只有當峰谷價差超過用戶側儲能項目度電成本，且充放電次數滿足技術經濟性測算才具備盈利條件，這導致用戶側儲能商業模式單一，難以大規模推廣應用。此外，歐美發達國家用戶側配置儲能的另一個主要原因是可以降低配網接入費，但我國配網接入費與配電費混合在一起，沒有單列(電網企業往往直接將接入工程納入到共用網絡里，通過輸配電價回收成本)，也造成用戶側配置儲能的投資積極性不足。

加快電力市場建設 推動新型儲能獲得合理投資回報

新型儲能要規模化發展和應用，離不開成熟的電力市場。在歐美等電力市場比較成熟的國家，市場機制是新型儲能獲得投資收益的長效保障。從長期看，新型儲能只有通過電力市場才能建立可持續的盈利模式，亟須加快電力體制改革，堅定不移地推進電力市場建設，推動新型儲能通過市場化機制獲得合理投資回報。在電力市場價格信號完全形成之前，需要研究過渡機制，促進新型儲能產業平穩有序發展。

加強新型儲能參與電力市場的頂層設計。從國際經驗看，通過現貨市場價差套利和提供調頻輔助服務是新型儲能主要的盈利來源。必須加快我國電力現貨市場和調頻輔助服務市場建設，建立新型儲能實現合理收益的市場化長效機制。目前，新型儲能作為獨立市場主體參與電力現貨市場，在政策上已經掃清障礙，關鍵在于強化政策的督導落實。在電力現貨市場建設試點地區，要加快修訂市場規則，允許新型儲能通過現貨市場不同時段價差等方式獲得收益，同時加快建設調頻、備用輔助服務市場，逐步推動輔助服務費用向用戶側疏導。

加快推動新型儲能作為市場主體參與電力市場交易。完善電力市場規則，允許新型儲能作為市場主體注冊、交易，完善現貨市場及輔助服務市場交易系統，增加新型儲能或虛擬電廠(集成商)可申報的相關技術參數。研究制定新型儲能作為市場主體的技術標準，根據電網調度運行需要，建立新型儲能電站的調度模型和控制技術。參考光伏、風電等新能源場站接入方式，明確新型儲能電站接入電網的技術規范要求，簡化并網管理流程。

引導新型儲能在發電、電網、用戶側合理配置。根據新型儲能不同應用場景的經濟性和發展潛力，制定差異化發展策略。在發電側鼓勵新能源場站以市場化方式配置儲能，支持在現貨市場試點地區發展“新能源場站+儲能”，提升新能源場站配置儲能的質量，避免“劣幣驅逐良幣”。鼓勵火電廠按需加裝儲能裝置，改善調頻性能。電網側儲能將在市場機制完善過程中發揮重要作用，可通過競爭性招標等方式配置一定比例的電網側儲能，隨著市場機制的完善，逐步降低電網側儲能規模。將用戶側作為促進新型儲能發展的重點方向，通過市場價格信號引導激勵用戶主動參與電力系統需求響應，改善系統負荷特性，提升電力系統運行效率。

建立促進用戶側儲能發展的電價機制。支持用戶側儲能資源參與電力系統調節服務，建立與電力現貨市場相銜接的需求響應價格機制，增加用戶側儲能的收益渠道。鼓勵用戶側儲能以虛擬電廠的形式參與電力市場，探索戶用儲能、分布式光伏儲能等靈活多樣的應用模式。將配網接入費從輸配電費中拆分出來，明確每個用戶的配網接入費由該用戶自行承擔，不在用戶之間形成接入系統費用的交叉補貼。鼓勵用戶采用儲能技術減少接入電力系統的增容投資，發揮儲能在減少配電網投資上的積極作用。

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