大力提升電力系統(tǒng)的靈活調(diào)節(jié)能力，保障不同時間尺度的電力供需平衡和新能源高水平消納，是加快構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的內(nèi)在需求，更是推動實現(xiàn)2030年碳達峰、2060年碳中和目標的迫切要求。近期國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》（發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號），首次從國家層面提出儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展目標，引起儲能行業(yè)乃至能源行業(yè)的高度關注。目前，市場主體地位不明確、補償機制和盈利模式不完善是制約新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關鍵問題，亟須進一步完善政策機制，加快電力市場建設，發(fā)揮市場引導作用，推動新型儲能產(chǎn)業(yè)可持續(xù)健康發(fā)展。

01、儲能產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)良好發(fā)展勢頭，為能源低碳轉(zhuǎn)型和高質(zhì)量，發(fā)展奠定了重要基礎

大力發(fā)展新型儲能產(chǎn)業(yè)是構建現(xiàn)代能源體系、推動能源行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展不可或缺的關鍵要素。一是新型儲能是促進新能源高效消納利用的重要支撐。風電、光伏等新能源發(fā)電具有隨機性、波動性和間歇性等特點，明顯增加電網(wǎng)運行控制的難度和安全穩(wěn)定運行的風險。隨著我國新能源發(fā)電占比的提升，如果沒有相應規(guī)模的新型儲能來進行靈活性調(diào)節(jié)支撐，將導致新能源利用率大幅下降。通過配建新型儲能，很大程度上可以平滑新能源發(fā)電輸出、解決不穩(wěn)定問題，從而提高電能質(zhì)量，實現(xiàn)對新能源的高效消納和利用。二是新型儲能是提升電力系統(tǒng)靈活性、經(jīng)濟性和安全性的重要手段。電力“即發(fā)即用、無法存儲”的特性，要求電力系統(tǒng)運行必須時刻保持生產(chǎn)供應與消費的動態(tài)平衡，且往往需要根據(jù)尖峰負荷用電需求增加電力投資，在電源和電網(wǎng)建設增加高昂成本的同時，也浪費了很多富余供電能力，導致電力系統(tǒng)“忙閑不均”、整體運行效率偏低。新型儲能技術的應用貫穿于電力系統(tǒng)發(fā)輸配用各個環(huán)節(jié)，通過“谷期充電、峰期放電”能夠?qū)崿F(xiàn)電力系統(tǒng)“峰谷調(diào)節(jié)、跨期平衡”，緩解峰荷用電壓力，降低電力系統(tǒng)不必要投資，顯著提高發(fā)電裝機容量利用效率和電網(wǎng)運行效率。三是新型儲能是催生能源產(chǎn)業(yè)新業(yè)態(tài)、新模式的關鍵技術。新型儲能技術與數(shù)字技術深度融合，將成為電、熱、冷、氣等多能源系統(tǒng)耦合轉(zhuǎn)換的樞紐，促進能源生產(chǎn)消費、開放共享和多能協(xié)同，有力支撐能源互聯(lián)網(wǎng)構建，促進能源產(chǎn)業(yè)新業(yè)態(tài)、新模式發(fā)展。新型儲能還是電動汽車、5G基站、大數(shù)據(jù)中心、物聯(lián)網(wǎng)、移動互聯(lián)網(wǎng)等方面的重要基礎設施，依托大數(shù)據(jù)、人工智能、區(qū)塊鏈等技術，通過儲能與交通、建筑、智慧城市等領域互聯(lián)互通，不斷催生新的應用場景和商業(yè)模式。

02、新型儲能商業(yè)應用場景，越來越廣泛，初步具備盈利模式

當前，我國新型儲能的應用場景極為廣泛，根據(jù)在電力系統(tǒng)中的位置不同，新型儲能分為電源側儲能、電網(wǎng)側儲能和用戶側儲能。其中，電網(wǎng)側儲能又可細分為兩類：電網(wǎng)側替代性儲能和電網(wǎng)側獨立儲能。儲能參與電網(wǎng)調(diào)節(jié)模式主要有兩種，聯(lián)合式（聯(lián)合發(fā)電側、用電側參與電網(wǎng)調(diào)節(jié)）、獨立式（獨立并網(wǎng)，接受調(diào)度指令參與電網(wǎng)調(diào)節(jié)）。部分新型儲能已經(jīng)進入商業(yè)化，初步形成了減少棄風棄光增加電費收入、參與調(diào)峰調(diào)頻獲得輔助服務補償、開展削峰填谷獲取價差等盈利模式，部分地區(qū)在合同能源管理、共享儲能等市場化運營模式方面取得突破。

一是電源側配置儲能。在火電廠內(nèi)加裝兆瓦級儲能，利用儲能的快速調(diào)節(jié)性改善火電的調(diào)頻性能，從而獲得更高調(diào)頻輔助服務補償，最后實現(xiàn)儲能和火電廠增加收益分成模式。目前，廣東調(diào)頻市場的儲能投資約3~5年獲得回本。2020年以來，新疆、山東、安徽、內(nèi)蒙古、江西、湖南、河南等20多個省、區(qū)紛紛出臺相關政策，要求風電、光伏等新能源場站配置不低于10%的儲能，主要有兩大作用，一是緩解新能源出力隨機性和不合理的棄風、棄光，解決新能源消納問題，二是快速響應調(diào)頻、調(diào)壓需求，使新能源從適應電網(wǎng)走向支撐電網(wǎng)。目前由于增加的投資成本難以彌補收益，新能源企業(yè)投資積極性普遍不高。

二是電網(wǎng)側配置儲能。主要用于減少或延緩電網(wǎng)設備投資、緩解電網(wǎng)阻塞，以及為電力系統(tǒng)提供調(diào)頻、無功支持等服務。根據(jù)2019年修訂印發(fā)的新版本《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2019〕897號）和《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2020〕101號），電儲能設施費用不得計入電網(wǎng)企業(yè)輸配電成本，電網(wǎng)側儲能不具備盈利性。2021年7月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》（發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號），要求建立電網(wǎng)側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；研究探索將電網(wǎng)替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收，這對于把儲能成本納入輸配電價留下了一定空間。

三是用戶側配置儲能。通過儲能削峰填谷，用戶將電價較高時段的電力需求轉(zhuǎn)移到電價較低時段，可以顯著降低用電成本。根據(jù)國外電力市場實踐及有關經(jīng)驗，峰谷套利是用戶側儲能的重要收益來源，盈利能力受用戶側峰谷電價差影響較大。2021年7月，國家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步完善分時電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1093號），隨著峰谷價差的進一步拉大，未來用戶側儲能的經(jīng)濟性將持續(xù)提升。

今年以來，國家加快構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，新型儲能產(chǎn)業(yè)迎來跨越式發(fā)展機遇，國家密集出臺了一系列重大利好政策，為國內(nèi)新型儲能市場的發(fā)展打開了更大的商業(yè)化應用空間，并有望催生更多相關應用的盈利模式。6月，國家能源局印發(fā)我國第一個新型儲能管理規(guī)范《新型儲能項目管理規(guī)范（暫行）》（征求意見稿），從規(guī)劃引導、備案建設、并網(wǎng)運行、監(jiān)測監(jiān)督等方面提出了相關要求。7月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》（發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號），提出了“十四五”新型儲能發(fā)展的指導思想、基本原則和發(fā)展目標。到2025年，將實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變，裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上。到2030年，將實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。8月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》（發(fā)改運行〔2021〕1138號），相對于《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》提出的原則性目標和路徑，對于解決電網(wǎng)調(diào)峰能力問題提出了更多實質(zhì)性內(nèi)容。

03、市場機制有待完善，投資回報機制有待清晰，是制約新型儲能規(guī)模化發(fā)展的主要因素

從國外電力市場實踐經(jīng)驗看，通過現(xiàn)貨市場價差套利、提供調(diào)頻輔助服務等市場機制獲益，是新型儲能可持續(xù)健康發(fā)展的長效保障。比如，美國電力市場中，新型儲能主要通過提供調(diào)頻輔助服務獲得收益。2012年11月，美國聯(lián)邦能源管委會（PJM）將調(diào)頻資源分為響應較慢調(diào)頻資源（RegA）和快速響應調(diào)頻資源（RegD）。前者對應傳統(tǒng)調(diào)頻資源，能夠持續(xù)較長時間維持出力，但調(diào)節(jié)速率較慢。后者對應新的市場主體，比如儲能、可控負荷等，能夠快速響應、精準調(diào)節(jié)功率。在該項政策刺激下，PJM涌現(xiàn)了大量具有絕對優(yōu)勢的儲能調(diào)頻項目。澳大利亞電力市場中，沒有成熟的容量補償體系，新型儲能主要通過尖峰時段稀缺高電價獲得收益。英國電力市場新型儲能主要通過容量市場機制和輔助服務市場機制（比如增強快速調(diào)頻，Enhanced Frequency Response）獲得收益，也可通過在平衡市場提供上下調(diào)節(jié)量以及價格尖峰時段發(fā)電獲得收益。當前，我國電力市場建設尚處于初級階段，新型儲能在電力市場中的身份定位、投資回報機制尚不清晰，影響了企業(yè)投資建設的積極性，制約了新型儲能產(chǎn)業(yè)的大規(guī)模發(fā)展和應用。

新型儲能市場主體地位不明確，參與電力市場缺乏頂層設計。從國外經(jīng)驗來看，全球主要儲能應用國家普遍出臺政策文件，完善電力市場運營規(guī)則，逐步降低儲能參與電力市場門檻，為儲能參與電力市場提供支持和保障。2018年2月，PJM發(fā)布841法案（Final Rule on Electric Storage Resource Participation in Markets Operated by Regional Transmission Organisations,or RTOs,and Independent System Operators,or ISOs），要求RTOs和ISOs建立相關的批發(fā)電力市場模式、市場規(guī)則，包括儲能技術參數(shù)、參與市場的規(guī)模要求以及資格等，以便儲能可以參與RTOs和ISOs運營的所有電力市場。英國通過雙邊市場、平衡市場、輔助服務市場和容量市場等一系列市場化機制，保障儲能投資回報，中小型儲能甚至可以以聚合商為媒介參與市場。目前，新型儲能在我國電力市場中仍屬于新興事物，頂層規(guī)劃和設計還不到位，對于儲能參與電力市場交易的獨立身份，在很多地方還只是原則性規(guī)定，具體的價格、調(diào)度、結算等規(guī)定都不夠清晰，一定程度上影響儲能設施的運行效能和投資回報收益。

新型儲能商業(yè)模式尚不清晰，缺乏可持續(xù)發(fā)展的動力。在發(fā)電側，相比國外儲能設施主要以獨立身份參與電力市場，我國儲能設施大多與發(fā)電機組聯(lián)合，獨立運營機制尚未完全理順；部分地區(qū)將配套儲能作為新建風電、光伏發(fā)電項目的前置條件，但存在“重建設輕調(diào)度”“重容量輕電量”等問題。此外，電源側儲能參與輔助服務市場，部分地區(qū)已出臺的政策可操作性不強，落地執(zhí)行難度較大，投資收益無法保障，發(fā)電企業(yè)投資動力不足。在電網(wǎng)側，第二輪輸配電價核價時未納入電網(wǎng)有效資產(chǎn)，投資成本無法疏導，電網(wǎng)企業(yè)投資積極性不高。此外，電網(wǎng)側儲能缺乏科學有效的監(jiān)管和規(guī)劃，難以判斷項目替代輸配電投資或延緩輸配電網(wǎng)升級改造的效果，無法保障投資合理性。在用戶側，目前盈利模式過于單一，主要通過峰谷價差獲得收益，但峰谷價差調(diào)節(jié)機制尚不完善、作用發(fā)揮不夠，特別是隨著近年來用戶側電價持續(xù)下降，進一步降低了投資回報，造成用戶側儲能投資積極性下降。

04、加快電力市場建設，為新型儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)模化發(fā)展提供長效保障機制

“十四五”期間，隨著我國電力體制改革的不斷深化和電力現(xiàn)貨市場的不斷成熟、新能源實現(xiàn)大規(guī)模并網(wǎng)、分布式能源體系逐步完善、電動汽車快速普及等，都將持續(xù)推動新型儲能市場規(guī)模穩(wěn)步攀升。從長遠看，新型儲能只有在開放、規(guī)范、完善的電力市場中才可能建立可持續(xù)的盈利模式，亟須加快電力體制改革，完善價格和利益補償機制，優(yōu)化市場化發(fā)展路徑，為儲能應用實現(xiàn)多重價值，提供高品質(zhì)服務創(chuàng)造平臺。

開展新型儲能參與電力市場的框架設計。一方面，我國正在推動構建全國統(tǒng)一電力市場體系，開展頂層設計方案的重大問題研究、架構制定時，應切實加強前瞻性思考、全局性謀劃，將新型儲能作為框架體系重要內(nèi)容予以考慮，為儲能提供公平的市場參與環(huán)境，體現(xiàn)其合理價值。另一方面，部分歐美國家已有的市場機制也面臨著儲能的不適配性問題，其應對措施和解決方案對于“雙碳”背景下我國統(tǒng)一電力市場體系建設具有一定的借鑒意義。我國在電能量市場、容量市場和輔助服務市場建設過程中應吸取這些經(jīng)驗教訓，更好地設計新型儲能參與電力市場的發(fā)展框架。

推動新型儲能作為獨立主體參與市場交易。盡快明確新型儲能定位，并使其具備獨立的市場身份，推動儲能參與各類電力市場，是目前產(chǎn)業(yè)發(fā)展需要解決的首要難題。當前，要明確新型儲能電站備案、并網(wǎng)管理流程和技術規(guī)范要求。研究制定新型儲能設施調(diào)度運行規(guī)程和調(diào)用標準，明確調(diào)度關系歸屬、功能定位和運行方式。在電力現(xiàn)貨市場建設試點地區(qū)，要盡快修訂市場規(guī)則，允許新型儲能作為市場主體注冊。完善現(xiàn)貨市場及輔助服務市場交易系統(tǒng)，明確新型儲能、虛擬電廠、負荷集成商等需申報的物理和運行技術參數(shù)。允許新型儲能通過賺取現(xiàn)貨市場不同時段價差等方式獲得收益，同時加快建設調(diào)頻、備用輔助服務市場，因地制宜建立和完善“按效果付費”的電力輔助服務補償機制。

完善新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的成本疏導和投資回報機制。對發(fā)電側儲能，完善“電源+儲能”發(fā)展模式，建立科學有效的輔助服務計價方法，探索通過多種電力市場交易機制回收成本。特別是在現(xiàn)貨市場試點地區(qū)推動“新能源場站+儲能”發(fā)展模式成為標配，建立完善的市場交易機制和價格補償機制。對電網(wǎng)側替代性儲能，履行必要的審核程序，經(jīng)政府主管部門批準后，將輸變電設備替代的儲能設施納入輸配電有效資產(chǎn)，通過輸配電價回收。探索建立投資監(jiān)管指標，對成本納入輸配電價的電網(wǎng)側替代性儲能實施獎懲監(jiān)管。對電網(wǎng)側獨立儲能，在尚不具備完全通過市場形成價格的情況下，研究制定“容量+電量”兩部制電價政策，穩(wěn)定補償建設成本、靈活補償運營成本。待條件逐步成熟后，推動儲能電站參與競爭性電力市場。對用戶側儲能，作為促進新型儲能發(fā)展的重點方向，充分發(fā)揮價格引導作用，實現(xiàn)投資獲取合理回報。在現(xiàn)貨市場試點地區(qū)，完善電力現(xiàn)貨市場價格機制，拉大現(xiàn)貨市場上下限價格，引導市場價格向用戶側傳導。在未開展現(xiàn)貨市場建設地區(qū)，根據(jù)電力供需實際情況適度拉大峰谷價差，為用戶側儲能發(fā)展創(chuàng)造電價獲益空間。研究通過市場價格信號引導、激勵用戶主動參與電力系統(tǒng)需求響應，在改善系統(tǒng)負荷特性的同時，增加用戶側儲能的盈利渠道。