大力提升電力系統的靈活調節能力，保障不同時(shí)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的內在需求，更是推動(dòng)實(shí)現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(guān)于加快推動(dòng)新型儲能發(fā)展的指導意見(jiàn)》（發(fā)改能源規〔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(guān)注。目前，市場(chǎng)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(guān)鍵問(wèn)題，亟須進(jìn)一步完善政策機制，加快電力市場(chǎng)建設，發(fā)揮市場(chǎng)引導作用，推動(dòng)新型儲能產(chǎn)業(yè)可持續健康發(fā)展。

01、儲能產(chǎn)業(yè)呈現良好發(fā)展勢頭，為能源低碳轉型和高質(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)是構建現代能源體系、推動(dòng)能源行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展不可或缺的關(guān)鍵要素。一是新型儲能是促進(jìn)新能源高效消納利用的重要支撐。風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電具有隨機性、波動(dòng)性和間歇性等特點(diǎn)，明顯增加電網(wǎng)運行控制的難度和安全穩定運行的風(fēng)險。隨著(zhù)我國新能源發(fā)電占比的提升，如果沒(méi)有相應規模的新型儲能來(lái)進(jìn)行靈活性調節支撐，將導致新能源利用率大幅下降。通過(guò)配建新型儲能，很大程度上可以平滑新能源發(fā)電輸出、解決不穩定問(wèn)題，從而提高電能質(zhì)量，實(shí)現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靈活性、經(jīng)濟性和安全性的重要手段。電力“即發(fā)即用、無(wú)法存儲”的特性，要求電力系統運行必須時(shí)刻保持生產(chǎn)供應與消費的動(dòng)態(tài)平衡，且往往需要根據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(shí)，也浪費了很多富余供電能力，導致電力系統“忙閑不均”、整體運行效率偏低。新型儲能技術(shù)的應用貫穿于電力系統發(fā)輸配用各個(gè)環(huán)節，通過(guò)“谷期充電、峰期放電”能夠實(shí)現電力系統“峰谷調節、跨期平衡”，緩解峰荷用電壓力，降低電力系統不必要投資，顯著(zhù)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(guān)鍵技術(shù)。新型儲能技術(shù)與數字技術(shù)深度融合，將成為電、熱、冷、氣等多能源系統耦合轉換的樞紐，促進(jìn)能源生產(chǎn)消費、開(kāi)放共享和多能協(xié)同，有力支撐能源互聯(lián)網(wǎng)構建，促進(jìn)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(dòng)汽車(chē)、5G基站、大數據中心、物聯(lián)網(wǎng)、移動(dòng)互聯(lián)網(wǎng)等方面的重要基礎設施，依托大數據、人工智能、區塊鏈等技術(shù)，通過(guò)儲能與交通、建筑、智慧城市等領(lǐng)域互聯(lián)互通，不斷催生新的應用場(chǎng)景和商業(yè)模式。

02、新型儲能商業(yè)應用場(chǎng)景，越來(lái)越廣泛，初步具備盈利模式

當前，我國新型儲能的應用場(chǎng)景極為廣泛，根據在電力系統中的位置不同，新型儲能分為電源側儲能、電網(wǎng)側儲能和用戶(hù)側儲能。其中，電網(wǎng)側儲能又可細分為兩類(lèi)：電網(wǎng)側替代性?xún)δ芎碗娋W(wǎng)側獨立儲能。儲能參與電網(wǎng)調節模式主要有兩種，聯(lián)合式（聯(lián)合發(fā)電側、用電側參與電網(wǎng)調節）、獨立式（獨立并網(wǎng)，接受調度指令參與電網(wǎng)調節）。部分新型儲能已經(jīng)進(jìn)入商業(yè)化，初步形成了減少棄風(fēng)棄光增加電費收入、參與調峰調頻獲得輔助服務(wù)補償、開(kāi)展削峰填谷獲取價(jià)差等盈利模式，部分地區在合同能源管理、共享儲能等市場(chǎng)化運營(yíng)模式方面取得突破。

一是電源側配置儲能。在火電廠(chǎng)內加裝兆瓦級儲能，利用儲能的快速調節性改善火電的調頻性能，從而獲得更高調頻輔助服務(wù)補償，最后實(shí)現儲能和火電廠(chǎng)增加收益分成模式。目前，廣東調頻市場(chǎng)的儲能投資約3~5年獲得回本。2020年以來(lái)，新疆、山東、安徽、內蒙古、江西、湖南、河南等20多個(gè)省、區紛紛出臺相關(guān)政策，要求風(fēng)電、光伏等新能源場(chǎng)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(fēng)、棄光，解決新能源消納問(wèn)題，二是快速響應調頻、調壓需求，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，以及為電力系統提供調頻、無(wú)功支持等服務(wù)。根據2019年修訂印發(fā)的新版本《輸配電定價(jià)成本監審辦法》（發(fā)改價(jià)格規〔2019〕897號）和《省級電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法》（發(fā)改價(jià)格規〔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(guān)于加快推動(dòng)新型儲能發(fā)展的指導意見(jiàn)》（發(fā)改能源規〔2021〕1051號），要求建立電網(wǎng)側獨立儲能電站容量電價(jià)機制，逐步推動(dòng)儲能電站參與電力市場(chǎng)；研究探索將電網(wǎng)替代性?xún)δ茉O施成本收益納入輸配電價(jià)回收，這對于把儲能成本納入輸配電價(jià)留下了一定空間。

三是用戶(hù)側配置儲能。通過(guò)儲能削峰填谷，用戶(hù)將電價(jià)較高時(shí)段的電力需求轉移到電價(jià)較低時(shí)段，可以顯著(zhù)降低用電成本。根據國外電力市場(chǎng)實(shí)踐及有關(guān)經(jīng)驗，峰谷套利是用戶(hù)側儲能的重要收益來(lái)源，盈利能力受用戶(hù)側峰谷電價(jià)差影響較大。2021年7月，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機制的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕1093號），隨著(zhù)峰谷價(jià)差的進(jìn)一步拉大，未來(lái)用戶(hù)側儲能的經(jīng)濟性將持續提升。

今年以來(lái)，國家加快構建以新能源為主體的新型電力系統，新型儲能產(chǎn)業(yè)迎來(lái)跨越式發(fā)展機遇，國家密集出臺了一系列重大利好政策，為國內新型儲能市場(chǎng)的發(fā)展打開(kāi)了更大的商業(yè)化應用空間，并有望催生更多相關(guān)應用的盈利模式。6月，國家能源局印發(fā)我國第一個(gè)新型儲能管理規范《新型儲能項目管理規范（暫行）》（征求意見(jiàn)稿），從規劃引導、備案建設、并網(wǎng)運行、監測監督等方面提出了相關(guān)要求。7月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲能發(fā)展的指導意見(jiàn)》（發(fā)改能源規〔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(shí)現新型儲能從商業(yè)化初期向規模化發(fā)展轉變，裝機規模達3000萬(wàn)千瓦以上。到2030年，將實(shí)現新型儲能全面市場(chǎng)化發(fā)展。8月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買(mǎi)調峰能力增加并網(wǎng)規模的通知》（發(fā)改運行〔2021〕1138號），相對于《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲能發(fā)展的指導意見(jiàn)》提出的原則性目標和路徑，對于解決電網(wǎng)調峰能力問(wèn)題提出了更多實(shí)質(zhì)性?xún)热荨?

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

從國外電力市場(chǎng)實(shí)踐經(jīng)驗看，通過(guò)現貨市場(chǎng)價(jià)差套利、提供調頻輔助服務(wù)等市場(chǎng)機制獲益，是新型儲能可持續健康發(fā)展的長(cháng)效保障。比如，美國電力市場(chǎng)中，新型儲能主要通過(guò)提供調頻輔助服務(wù)獲得收益。2012年11月，美國聯(lián)邦能源管委會(huì )（PJM）將調頻資源分為響應較慢調頻資源（RegA）和快速響應調頻資源（RegD）。前者對應傳統調頻資源，能夠持續較長(cháng)時(shí)間維持出力，但調節速率較慢。后者對應新的市場(chǎng)主體，比如儲能、可控負荷等，能夠快速響應、精準調節功率。在該項政策刺激下，PJM涌現了大量具有絕對優(yōu)勢的儲能調頻項目。澳大利亞電力市場(chǎng)中，沒(méi)有成熟的容量補償體系，新型儲能主要通過(guò)尖峰時(shí)段稀缺高電價(jià)獲得收益。英國電力市場(chǎng)新型儲能主要通過(guò)容量市場(chǎng)機制和輔助服務(wù)市場(chǎng)機制（比如增強快速調頻，Enhanced Frequency Response）獲得收益，也可通過(guò)在平衡市場(chǎng)提供上下調節量以及價(jià)格尖峰時(shí)段發(fā)電獲得收益。當前，我國電力市場(chǎng)建設尚處于初級階段，新型儲能在電力市場(chǎng)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)的大規模發(fā)展和應用。

新型儲能市場(chǎng)主體地位不明確，參與電力市場(chǎng)缺乏頂層設計。從國外經(jīng)驗來(lái)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(chǎng)運營(yíng)規則，逐步降低儲能參與電力市場(chǎng)門(mén)檻，為儲能參與電力市場(chǎng)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(guān)的批發(fā)電力市場(chǎng)模式、市場(chǎng)規則，包括儲能技術(shù)參數、參與市場(chǎng)的規模要求以及資格等，以便儲能可以參與RTOs和ISOs運營(yíng)的所有電力市場(chǎng)。英國通過(guò)雙邊市場(chǎng)、平衡市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)和容量市場(chǎng)等一系列市場(chǎng)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(chǎng)。目前，新型儲能在我國電力市場(chǎng)中仍屬于新興事物，頂層規劃和設計還不到位，對于儲能參與電力市場(chǎng)交易的獨立身份，在很多地方還只是原則性規定，具體的價(jià)格、調度、結算等規定都不夠清晰，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，缺乏可持續發(fā)展的動(dòng)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(chǎng)，我國儲能設施大多與發(fā)電機組聯(lián)合，獨立運營(yíng)機制尚未完全理順；部分地區將配套儲能作為新建風(fēng)電、光伏發(fā)電項目的前置條件，但存在“重建設輕調度”“重容量輕電量”等問(wèn)題。此外，電源側儲能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)，部分地區已出臺的政策可操作性不強，落地執行難度較大，投資收益無(wú)法保障，發(fā)電企業(yè)投資動(dòng)力不足。在電網(wǎng)側，第二輪輸配電價(jià)核價(jià)時(shí)未納入電網(wǎng)有效資產(chǎn)，投資成本無(wú)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(xué)有效的監管和規劃，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(wú)法保障投資合理性。在用戶(hù)側，目前盈利模式過(guò)于單一，主要通過(guò)峰谷價(jià)差獲得收益，但峰谷價(jià)差調節機制尚不完善、作用發(fā)揮不夠，特別是隨著(zhù)近年來(lái)用戶(hù)側電價(jià)持續下降，進(jìn)一步降低了投資回報，造成用戶(hù)側儲能投資積極性下降。

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

“十四五”期間，隨著(zhù)我國電力體制改革的不斷深化和電力現貨市場(chǎng)的不斷成熟、新能源實(shí)現大規模并網(wǎng)、分布式能源體系逐步完善、電動(dòng)汽車(chē)快速普及等，都將持續推動(dòng)新型儲能市場(chǎng)規模穩步攀升。從長(cháng)遠看，新型儲能只有在開(kāi)放、規范、完善的電力市場(chǎng)中才可能建立可持續的盈利模式，亟須加快電力體制改革，完善價(jià)格和利益補償機制，優(yōu)化市場(chǎng)化發(fā)展路徑，為儲能應用實(shí)現多重價(jià)值，提供高品質(zhì)服務(wù)創(chuàng )造平臺。

開(kāi)展新型儲能參與電力市場(chǎng)的框架設計。一方面，我國正在推動(dòng)構建全國統一電力市場(chǎng)體系，開(kāi)展頂層設計方案的重大問(wèn)題研究、架構制定時(shí)，應切實(shí)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容予以考慮，為儲能提供公平的市場(chǎng)參與環(huán)境，體現其合理價(jià)值。另一方面，部分歐美國家已有的市場(chǎng)機制也面臨著(zhù)儲能的不適配性問(wèn)題，其應對措施和解決方案對于“雙碳”背景下我國統一電力市場(chǎng)體系建設具有一定的借鑒意義。我國在電能量市場(chǎng)、容量市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)建設過(guò)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(chǎng)的發(fā)展框架。

推動(dòng)新型儲能作為獨立主體參與市場(chǎng)交易。盡快明確新型儲能定位，并使其具備獨立的市場(chǎng)身份，推動(dòng)儲能參與各類(lèi)電力市場(chǎng)，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(shù)規范要求。研究制定新型儲能設施調度運行規程和調用標準，明確調度關(guān)系歸屬、功能定位和運行方式。在電力現貨市場(chǎng)建設試點(diǎn)地區，要盡快修訂市場(chǎng)規則，允許新型儲能作為市場(chǎng)主體注冊。完善現貨市場(chǎng)及輔助服務(wù)市場(chǎng)交易系統，明確新型儲能、虛擬電廠(chǎng)、負荷集成商等需申報的物理和運行技術(shù)參數。允許新型儲能通過(guò)賺取現貨市場(chǎng)不同時(shí)段價(jià)差等方式獲得收益，同時(shí)加快建設調頻、備用輔助服務(wù)市場(chǎng)，因地制宜建立和完善“按效果付費”的電力輔助服務(wù)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(xué)有效的輔助服務(wù)計價(jià)方法，探索通過(guò)多種電力市場(chǎng)交易機制回收成本。特別是在現貨市場(chǎng)試點(diǎn)地區推動(dòng)“新能源場(chǎng)站+儲能”發(fā)展模式成為標配，建立完善的市場(chǎng)交易機制和價(jià)格補償機制。對電網(wǎng)側替代性?xún)δ埽男斜匾膶徍顺绦颍?jīng)政府主管部門(mén)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(guò)輸配電價(jià)回收。探索建立投資監管指標，對成本納入輸配電價(jià)的電網(wǎng)側替代性?xún)δ軐?shí)施獎懲監管。對電網(wǎng)側獨立儲能，在尚不具備完全通過(guò)市場(chǎng)形成價(jià)格的情況下，研究制定“容量+電量”兩部制電價(jià)政策，穩定補償建設成本、靈活補償運營(yíng)成本。待條件逐步成熟后，推動(dòng)儲能電站參與競爭性電力市場(chǎng)。對用戶(hù)側儲能，作為促進(jìn)新型儲能發(fā)展的重點(diǎn)方向，充分發(fā)揮價(jià)格引導作用，實(shí)現投資獲取合理回報。在現貨市場(chǎng)試點(diǎn)地區，完善電力現貨市場(chǎng)價(jià)格機制，拉大現貨市場(chǎng)上下限價(jià)格，引導市場(chǎng)價(jià)格向用戶(hù)側傳導。在未開(kāi)展現貨市場(chǎng)建設地區，根據電力供需實(shí)際情況適度拉大峰谷價(jià)差，為用戶(hù)側儲能發(fā)展創(chuàng )造電價(jià)獲益空間。研究通過(guò)市場(chǎng)價(jià)格信號引導、激勵用戶(hù)主動(dòng)參與電力系統需求響應，在改善系統負荷特性的同時(shí)，增加用戶(hù)側儲能的盈利渠道。