新型储能政策分析与建议

李 明，郑云平，亚夏尔·吐尔洪，甫日甫才仁

（国网新疆电力有限公司电力科学研究院，新疆 乌鲁木齐 830092）

新型电力系统的两大特征为可再生能源的占比不断增大和新型储能的参与不断深入[1]，新型储能是指除抽水蓄能以外以发出电量为主要功能的技术手段[2]，它能有效平抑新能源并网带来的波动，保证系统电能质量，平衡系统功率不平衡，是新型电力系统的重要组成部分，是按时实现双碳目标的基础保障，也是推进“十四五”可再生能源规划顺利实施的有力手段。2021 年由国家发展改革委和国家能源局联合印发的《加快推动新型储能发展的指导意见》中，首次明确了新型储能的发展方向，同时要求各部门合理规划，加快构建完整的政策体系，加强政策的引领作用[3]。自此，国家在新型储能方面的政策频出，2022年印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》指出了“十四五”期间新型储能的发展目标，提出大力推进新型储能由目前的商业化初步明朗阶段逐渐步入大规模应用阶段，同时提升新型储能核心技术的创新，逐步降低系统成本，从而促进国内新型储能市场环境和商业模式的成熟。在备受关注的储能行业发展方面，各类政策和补偿不断实施，仅2023 年1 月份，全国共发布13项储能产业相关政策，其中，国家政策4项，地方政策9项。在这些政策的大力扶持下，储能产业链结构逐渐清晰，形成了上游原材料、中游是核心设备和下游储能运维的完备产业链。

可以看出，新型储能的发展前景广阔，且当前仍处于快速发展的时期，而政策对于新型储能的发展起到指明方向的作用，因此对新型储能的政策进行研究具有重要意义。本文梳理了国内新型储能的发展现状，包括现有规模以及规划容量，整理已经实施的政策文件，同时结合典型工程，从不同应用场景分析新型储能的商业模式，最后总结出当前存在的问题，并针对问题提出相关建议。

1.1 新型储能现状

2022年6月1日，国家能源局等九部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，其中提到“十四五”期间可再生能源发电占比超过50%，同时到2025 年可再生能源消纳责任权重达到33%。同时还提到，可再生能源的消纳主要有三种方式：一是提升可再生能源的存储能力，主要针对抽水蓄能和储热；
二是促进可再生能源就地消纳；
三是推动可再生能源外送消纳[4]。可以看出，储能是提升新能源消纳率最快捷、最有效的方式，因此亟须规划配置更大容量的储能。

据统计，截至2021 年底，全国的储能装机规模达到4000 万千瓦以上，其中新型储能装机规模为600 多万千瓦，截至2022 年底，全国已投运新型储能装机规模接近900万千瓦，增长速度越来越快。2022 年我国共计20 个省市和自治区发布了“十四五”期间的储能发展目标，到2025年，这些地区将累计实现储能装机规模近54 GW，已经远超国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出2025年达到3000万千瓦的目标[5]。表1 为20 个省市关于新型储能规划的具体内容。

从表1 中可以看出：①从储能应用场景来看，北方省份以新能源配储能为主，华东地区的省份还包含用户侧储能应用，而南方省份多以火电厂配储能为主；
②目前储能配置在电源侧是主要应用场景，因此需要政策引导新型储能应用场景的多元化发展；
③多数地区鼓励配置储能就地消纳新能源，不断推进源网荷储一体化进程；
④多数省份均鼓励储能多元化，以适应不同应用场景的需求，而且鼓励新型储能技术创新，以提高储能电站的普适性。

1.2 新型储能政策梳理

通过对储能现状的梳理可以看出，我国新型储能规划的装机容量很大，新型储能产业处于迈入规模化发展的关键阶段，面对如此规模的新增储能容量，国家的重心逐渐转移到推动新型储能技术性和创新性发展上来。2022 年2 月，《新能源基地跨省区送电配置新型储能规划技术导则》(征求意见稿)发布，这是我国实施的标准中首次明确储能配比的部分重要原则，提出评价中需考虑的关键参数，也是国家层面出台的首份指导新能源装配规模的技术准则。国家能源局还表示会加快推进新型储能标准体系建设，推动储能领域涉安全强制性标准研制，这表明我国新型储能的技术标准体系已形成轮廓。

全国各地的新型储能规划推动了国内储能装机容量的增长，但新型储能的收益来源模糊，一直是制约其进一步发展的瓶颈。因此，除了储能技术性、创新性以外，其商业化进程也是政府的关注点。2022 年2 月13 日，国家能源局发布对十三届全国人大代表第BH0108号建议的答复，答复中提到，国家高度重视并推进健全新型储能价格和市场机制，将会安排中央预算内投资支持储能技术产教融合创新平台的建设。在以往的政策中，也能体现出国家对于电价和辅助服务市场的重视程度。首先是电价政策方面：2021 年印发的《关于进一步完善分时电价机制的通知》提到各个地区应按照当地实际情况，合理划分电价的峰谷时段，除此之外还建立尖峰电价，有效扩大峰谷价差，为用户侧储能优化了商业环境；
2022年印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》指出对于不同的应用场景，建立不同的价格机制；
同年印发的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》中规定，独立储能给电网供电不承担输配电价，该政策降低了独立储能电站的运维成本。然后是储能参与辅助服务的政策：2021 年印发的《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》中提到，支持新型储能参与辅助服务；
2023 年印发的《2023年能源监管工作要点》中，要求要完善用户参与辅助服务分担机制，建议所有用户为调频、调峰等辅助服务买单，降低储能项目回本年限；
近两年全国多个省份修订了新电力辅助服务管理实施准则，同时拓宽辅助服务渠道，积极探索黑启动、爬坡、转动惯量等服务类型[6]。

为促进储能商业化进程，仅依靠国家层面的鼓励政策是不够的，还需要实质性的补偿机制。因此全国多个省份纷纷出台新型储能补偿政策，表2对典型省份的补偿政策进行汇总分析。

表2 典型省份的补偿政策汇总Table 2 Summary of compensation policies of typical provinces

由表2可知，①从补贴政策发布的区域看，浙江、广东、江苏等东南沿海经济发达地区出台补贴政策数量较多；
②从补贴金额最高额看，重庆、长沙储能补贴最高金额均高达1000 万元，其中，重庆市引导新能源配储是为了提高本地区新能源消纳水平，长沙则是为了完善新型储能材料产业链从而降低储能成本；
③新型储能的补贴政策主要以用户侧为主，同时应用场景大多为光伏配储能，补贴方式主要有放电补贴、容量补贴以及投资补贴。

各省份的新型储能规划推动了国内储能装机容量的增长，各地政府出台的新型储能配置补偿政策成为国内新型储能装机增长的主要驱动因素。同时大量新型储能补贴政策的实施，加快了新型储能的商业化进程，新型储能市场能够吸引更多的投资商，各方的努力不断推动新型储能的产业化进程，逐渐形成了以下几种收益模式：

（1）新能源容量租赁。容量租赁费是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一。根据《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，独立储能电站可以向需求方提供容量租赁，并收取对应费用，费用标准目前并未确定，大致在300元/(kW⋅a)左右，主要基于项目的收益要求[7]。目前，新能源储能容量租赁尚处于发展初期，对于100 MW/200 MWh 的储能电站，按80%容量完成租赁，租赁标准300元/(kW⋅a)测算，全年容量租赁约2400万元。

（2）辅助服务补偿。2021 年8 月，国家能源局正式印发新版《并网主体并网运行管理规定》和《电力系统辅助服务管理办法》(简称新版“两个细则”)，正式承认了新型储能拥有独立的并网主体地位，需要遵守安全稳定运行相关规定的同时，也能参与辅助服务市场获取收益。2022年6月，国家能源局南方监管局印发南方区域新版“两个细则”，首先提高了独立储能电站的标准，再次确定了其主体地位，同时鼓励探索其收益模式，提高补偿标准，促进了其商业模式的完善，表3为“两个细则”定义的辅助服务类型。

表3 南方区域“两个细则”定义的辅助服务类型Table 3 Types of auxiliary services defined by the "two rules" in the southern region

目前，新型储能常见的辅助服务形式主要有调峰、调频(包括一次调频、二次调频)两类，各地区的具体收益不同，但调峰多为按调峰电量给予充电补偿，价格从0.15 元/kWh 到0.8 元/kWh 不等；
而调频多为按调频里程给予补偿，根据机组响应AGC 调频指令的多少，给予0.1～15 元/MW 的调频补偿。

（3）电力现货市场。作为独立的市场主体，储能电站可以根据电网的负荷预测曲线等数据，合理制定自己的充放电计划，并按照现货市场价格结算。进入电力现货市场后，充电时为市场用户，从电力现货市场直接购电；
放电时为发电企业，在现货市场直接售电[8]。国家发改委、能源局《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》同时明确指出独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，减少储能电站度电成本0.1～0.2 元/kWh。当前现货市场价差套利机制逐渐完善，2022 年日现货价差超过1 元/kWh 时有出现，为独立储能电站的利用价差套利获取更大利润带来了空间。

（4）容量补偿。2022年11月25日，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》和《电力现货市场监管办法(征求意见稿)》其中指出各地区要结合实际需要，建立市场化容量补偿机制，用于鼓励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。新型储能与备用火电在系统中的作用类似，利用小时有很大的不确定性，仅靠电量电价难以维持经济性，因此需要容量电价予以补偿[9]。但与抽蓄、火电不同的是，电化学电站建设便捷，调节性能优异，国家政策方向是将电化学储能尽可能推向电力市场去获利，容量电价仅为电化学储能收益保底手段。

收益模式的多样性使得新型储能在不同应用场景下都具有盈利能力，目前国内的储能模式可分为3 种：电源侧新能源配置储能、用户侧配置储能和独立储能，下面将对3种模式进行分析，结合不同模式下的收益模式，研究典型省份或工程，总结出新型储能在不同应用场景下的商业模式。

2.1 电源侧配储

电源侧储能的收益模式主要有：减少新能源弃风弃光带来的收益、提供电网一次二次调频辅助服务的收益、减少双细则考核费用的收益以及通过市场交易峰谷差价套利带来的收益。下面以山西省为例，对其进行具体分析。2022 年6 月10 日，山西省能源局发布了《山西省电力市场规则汇编》，指出将虚拟电厂储能企业纳入山西电力市场主体范围，独立储能以“报量报价”方式参与现货市场。同年5月18日，山西能源监管办印发《山西电力一次调频市场交易实施细则(试行)》的通知，这是全国首个针对新型储能参与一次调频有偿服务的地方政策，促进了储能发挥快速调频能力。

首先在降低弃风弃光率方面，按照山西风电和光伏项目平均利用小时数计算，100 MW风电和光伏项目弃电量为：380万千瓦和78万千瓦，因此山西省的新能源项目弃风弃光率较小，约为1.9%和0.6%；
同时山西省弃风弃光主要集中在1～3 月份且限电的具体时间、限电的时长和限电的幅度都无法预知。所以限电季节的不均衡性和限电规律的不确定性使得储能设备难以发挥其应有作用。

其次在提供电网一次二次调频辅助服务方面，山西省电网一次调频需求次数多，周期短，对速度和精度要求较高，电化学储能调频速度快，容量可调，可作为优质的调频资源；
电网二次调频对调频时长要求比较高，最短时长为2小时45分，电化学储能系统的优点难以发挥，因此一次调频对响应速度和精度要求严格，更有利于发挥电化学储能的调频优势，值得持续关注。

然后在减少双细则考核费用方面，考核一方面要求新能源场站做到规范化、精细化、数字化运行管控；
另一方面要保障供电安全，把波动性、间歇性的新能源，调节变成友好、稳定的电能。山西省部分风电场盈利，部分风电场亏损，通过储能系统精确充放电，促进新能源场站实际发电曲线和预测发电曲线趋于统一，可以减少相应费用[10]。

最后是通过市场交易峰谷差价套利，山西电网节点电价呈现出较为明显的峰谷特点，为差价套利产生收益提供了可能，但同时经过测算，考虑以上所有收益，电源侧储能项目投资收益要达到一个合理的水平，电网峰谷价差需要达到0.86 元/kWh。目前山西电网电力市场化交易中实际的峰谷价差较小，因此其商业模式还需要进一步研究。

新能源配储模式的发展障碍包括收益来源的不确定性以及收益分配的不公平，缺少对应的政策加持，同时储能成本需要进一步降低，只有这样该模式下的收益才能覆盖成本的投入。储能在参与辅助服务市场、电能量市场等方面的机制有待进一步完善，储能安全特性、涉网特性等还需进一步开展实证验证[11]。目前新能源配储模式的收益来源主要有新能源消纳补偿以及减少弃风弃光补偿，收入来源太过单一，若要大幅提高收益率，提升投资方的积极性，则需要从提高储能建设补偿和提高储能调用次数两个方面入手。

2.2 用户侧配储

用户侧储能在供电应用场景下主要作为可靠性应急保障电源，提高供电可靠性，改善电能质量，实现高比例新能源友好接入和高效消纳。随着整县光伏的大力推进及高供电可靠性需求应用场景的不断增多，储能在重大国际国内活动用电保障、芯片、制药、化工、精密制造等工商业园区优质供电和县域光储直柔电力系统建设等具有广阔的应用前景。

目前用户侧配储最主要的收益来源为峰谷电价套利，同时该领域的商业模式也会越来越成熟[12]。2022 年6 月7 日，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，文件指出适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造空间。国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4∶1，其他地方原则上不低于3∶1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%[13]。

对大工业用电而言，安装工商业储能能有效降低两部制电价的两部分电费支出：分布式光伏“自发自用”，结合峰谷时段合理利用储能系统，有效减少实际用电费用；
工商业储能系统可大幅降低容量电费[14]。图1为工商业配储实现双降的示意图。

图1 工商业配储实现双降Fig.1 Industrial and commercial distribution and storage realize double reduction

我国目前绝大部分省市工业大户均已实施峰谷电价制，通过降低夜间低谷期电价，提高白天高峰期电价，来鼓励用户分时计划用电，从而有利于电力公司均衡供应电力，降低生产成本，并避免部分发电机组频繁启停造成的巨大损耗等问题[15]。

2.3 独立储能

独立储能电站是指具备调度直控条件，以独立市场主体身份直接与电网公司签订并网协议，承诺归属电网公司管理，并按照其接入位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站。而共享储能可以看作是独立储能的一种商业模式。简单而言，共享储能就是把独立分散在电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行优化配置，最后由电网统一协调[16]。独立共享储能具有灵活性强、适用场景广、分布广泛等优势，可以有效提高储能利用率和储能项目收益率；
独立共享储能的投资主体清晰，更容易参与电力市场辅助服务及现货市场，从而推动资本对储能电站投资积极性，图2 为独立共享储能的收益来源。

图2 独立共享储能的收益来源Fig.2 Revenue source of independent shared energy storage

“新能源容量租赁＋调峰辅助服务补偿租赁费”或“新能源容量租赁＋现货市场价差”为当前独立储能两种主流商业模式。当前各个省份针对独立储能的商业模式有所区别，例如山东省除了新能源场站租赁费以外，还包括现货市场节点电价差以及按月度可用容量给予适当容量补偿费用，浙江省则为现货市场峰谷价差＋辅助服务市场收入，新疆为赠送新能源指标＋充电补偿收益(0.55元/kWh)，宁夏为优先发电量奖励＋调峰收益(0.8元/kWh，保证600次)＋新能源容量租赁，山西省则主要为一次调频收益。

在新能源容量租赁方面，针对出租容量的实际使用权，部分省份归属储能电站，部分省份归于新能源电厂。山东的独立储能电站运营模式下，新能源租赁储能容量后，并不享有储能电站的实际使用权，对于储能电站的运营方来说，每一份容量可以获得租金、现货市场价差、容量补偿等多项收益；
甘肃省则规定，独立共享储能电站租赁容量，由新能源场站享有使用权，租赁后剩余容量按规定可参与容量市场。

在参与辅助服务获得补偿方面，调峰辅助服务补偿是独立储能电站获取收益的最主要手段。截至目前，南方区域电网各省市、湖南、青海、宁夏等多个区域市场都出台了独立储能电站调峰补偿规则。除了单次补偿价格，使用频次也是决定其盈利水平的关键。以山东省1个100 MW/200 MWh储能电站为例，独立储能电站调峰补偿0.2元/kWh，保证调用时长1000 h/a，全年可获得补偿2000万元[17]。

在参与电力现货市场交易方面，以山东为例，平均2 h 最高电价为0.7 元/kWh，平均最低电价为0.1元/kWh，在考虑储能充电时需要承担的容量电价(0.099 元/kWh)，以及现货交易规则下的一些附加成本(约0.02 元/kWh)，1 个2 h 的储能电站实际可获得的充放电电价差约为0.5元/kWh。以85%的循环效率，全年运行330天，每天1次充放电循环计算，全年可获得的现货市场收益约为2481万元。

当前因国内各省市电力市场与相关政策的差异，独立共享储能电站的经济性也存在较大差异。根据2022年7月山东电力交易中心介绍，山东省1个100 MW/200 MWh的储能电站，目前可获得的收益来自容量租赁费用、现货市场价差收益、容量补偿费用，全年总计2000 多万元的收益水平，仍然不足以支撑独立储能电站运营；
而在湖南省，以华自科技定城步儒林一期项目为例，该项目容量全部出租，每年容量租赁收入即可达4480 万元，电力辅助服务假设调用费用为每次400 元/MWh，年收益2640万元，两项收入合计7120万元，项目已有一定盈利能力。

通过对以上新型储能商业模式的分析，可以看出“新能源＋储能”已经成为我国新能源行业发展不可逆的趋势，而新能源配置储能的模式一直在不断探索和完善。作为新型储能的一种运行模式，现在大部分独立储能项目是电网旗下子公司招标建设并运营，收益来源清晰，这种商业模式未来可能在国内成为主流模式。

新型储能是催生能源工业新业态、打造经济新引擎的突破口之一，在构建国内国际双循环相互促进新发展格局背景下，加速新型储能产业布局面临重大机遇。于中国而言，目前储能整体经济性仍然较差，中国储能产业快速发展，但整体规模尚小。但是强配储能政策可有效刺激短期储能需求，储能短期装机有望高速增长。长期来看，风光发电量占比将持续提升，且国家陆续出台政策增厚储能经济效益，储能经济性边际向好，储能产业向市场化、商业化方向发展。目前，新型储能发展还面临以下几项关键问题：

一是新型储能成本居高不下，距全面商业化应用还有较大差距。以电池储能为例，相关机构预测，到2035 年，全球电动汽车动力电池对于锂离子电池的需求超过3500 GWh，旺盛的需求除了对锂资源提出挑战，也造成锂离子电池成本居高不下，当前锂离子电池尚无法满足电动汽车动力电池的需求，更难以支撑上亿千瓦级的储能市场，同时非电池部分成本仍占到储能系统成本的50%，如何降低成本将是未来重要任务。

二是新型储能价格机制未建立，商业模式仍有待探索。当前只有部分省份对独立共享储能建立了较为明确的市场规则，但相关规则基本只着眼当下，无法长期适用。对于用户侧储能，除峰谷差套利外尚无其他盈利模式；
对于电网侧，收益结构不明显。同时，储能产业链尚未形成闭环，储能废旧设施回收利用政策体系仍有待建立完善。总体来看，适合国内储能产业发展的市场机制和商业模式仍有待进一步探索。

三是新能源配置储能标准缺失，监管难度加大。没有价格标准的限制，储能设备成本对于盈利能力有限的新能源发电项目造成极大压力，从实际情况来看，目前缺乏统筹规划和管理，小规模的储能难以真正发挥作用，造成资源的极大浪费。同时，储能电池回收报废行业规范和技术标准有待建立，多种电池回收处理兼容性有待加强。

四是新型储能示范项目落地实施较为困难，同时调用次数不够。示范项目存在较多的不确定性，需要通过实际项目进行验证和优化，且落地后调用次数不能得到保障，经济性无法保证，难以获得市场和投资者的青睐，在资金、应用场景、审批流程等多重因素制约下，面临很多困难。

合理解决以上问题，是新型储能高速发展以及实现商业化进程中的必经之路。政策引领在新型储能行业发展中具有重要作用，同时电价改革也是实现新型储能商业化的有效手段。因此，拟向政府和电网公司分别提出相应建议。

（1）拟向政府提出以下建议：建议明确储能定位，加快出台相关政策，明确新型储能技术的顶层设计及价值体现；
适度拉大峰谷价差，鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格，引导用户侧主动配置新型储能；
建议借鉴浙江、辽宁储能电站运行经验，推广两部制电价在储能电站的应用；
鼓励储能发挥多元作用，谁获益、谁付费，确保储能的收益多元化；
借鉴广东省储能辅助服务纳入电价的政策，由全体用户共同分担储能成本；
鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目；
制定户用储能、光储充一体化等适应性产业政策，推动“双碳”触达能源应用底层；
建议不断完善替代性储能准入的技术管理、成本经济管理和运营管理机制，建立适配各区域电力市场发展现状的成本疏导机制和定价模式。

（2）拟向电网公司提出以下建议：鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式；
借鉴山东省储能电站的运营调度政策，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加[18]；
储能最低运行小时数、最少调用次数等保障性政策应在更多省份、更多领域推广应用；
鼓励储能主体在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，增加调用次数；
光伏电站配储比例、配储时长、分摊储能成本有一个最优比例，需合理制定；
开展多种储能技术工程、运维以及经济性等方面的实证，促进多元化储能技术的应用；
加大新型储能技术创新投入，降低储能成本，同时提高储能系统安全性。

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