新型儲能作為新型電力系統的重要基礎設施，其巨大的發展需求已成共識。盡管近年來支持儲能發展的政策密集出臺，但行業翹首以盼的儲能發展長效機制并未取得實質性進展。伴隨多樣的利益主體訴求、復雜的源網矛盾，是多而龐雜、互相矛盾的政策體系，建立清晰可執行的支持政策，關系到新型儲能產業乃至新型電力系統建設的成敗。

一、儲能政策困境

隨著國家各部委、地方政府對新型儲能發展日益重視，政策文件可謂接踵而至，但時至今日，行業觀察者們越發感覺到，各政策之間沒有統一邏輯甚至相互矛盾，中央和地方版政策不配套，讓行業莫衷一是，主要體現在以下方面：

(一)指導性意見為主，可執行性存疑

2021年出臺的儲能系列政策中，以鼓勵性的指導意見為主，雖然提出了“按效果付費”、“誰受益、誰付費”的普適性原則，但在電氣關系復雜、主體眾多且實時變動的電力系統中，無法進行準確評估和計量，同時我國優先發電、電力交叉補貼錯綜復雜，效果付費、誰受益誰付費的原則并不能完全落實。

《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)可以看作是新型儲能政策的核心，但中間“電網替代性儲能設施”、“新能源+儲能項目激勵機制”的提法，當前階段概念勝于實質。廣受關注的“建立電網側獨立儲能電站容量電價機制”的落地細則也遙遙無期。

(二)政策名目眾多，但銜接不足

總結2021年部委及地方發布的儲能相關文件，新型儲能的發展政策大致可以分為儲能參與輔助服務及現貨市場、新能源配置儲能增強并網規模、電網側兩部制電價以及負荷側峰谷套利等幾類，但政策主邏輯仍不清晰，彼此之間存在交疊甚至矛盾。

一是不管在發電側、電網側還是在用戶側配置儲能，在增強調節能力、提升有效容量、增加新能源消納等方面性能相似，根據新型儲能所處的位置而區別對待，實際上束縛了不同位置儲能綜合價值的發揮，應在較為統一的價格機制下一視同仁，也能為共享儲能業務模式創造條件。

二是在完善的電力市場機制中，用戶側峰谷套利、新能源購買調峰能力提升并網規模，以及輔助服務占比較大的調峰品種，未來都應通過現貨市場價格機制統一體現。

三是儲能參與現貨市場、(調頻、爬坡)輔助服務市場、容量市場并不是簡單的疊加關系，三者在時間尺度、容量匹配之間的關系當前并沒有細則進行支持。

(三)中央和地方政策不匹配

雖然部委政策接二連三出臺，但整體來看，地方版的儲能發展政策，并沒有體現部委政策文件中的相關原則，反而矛盾點頗多。其中最典型的就是各省(市)要求新能源按比例配置儲能的強制政策，間接說明了部委政策主線不明、可執行度不高，各省(市)都不約而同地選擇了一種雖然簡便但較為武斷的方式(如表1)。

表1 各省新能源配置儲能政策要求

相對于部委原則性的表述，雖然新能源按比例配置儲能更容易執行，但也存在明顯問題：一是簡單通過并網要求的方式將儲能發展成本轉移到新能源企業身上，在新能源實現平價的初級階段，儲能成本的疊加無疑對相關企業是一個較大的打擊。二是剝奪了新能源企業在選擇調節資源方面的權力，配儲能的容量比例和裝機時長也缺乏足夠依據，如果要求新能源電站自主承擔調節責任，企業自身應有選擇其他最優調節路徑的權利。三是將儲能裝機配額作為新能源發電項目并網條件，但對后續運行缺少調度和監督手段，難以保證儲能的建設和運行質量，最終也難以實現儲能調節的效果。

同時，地方版的儲能強制配置要求與發改運行〔2021〕1138號文差異較大。1138號文中提出“超過電網企業保障性并網以外的規模”需要發電企業自建或購買調峰能力，一則考慮了降低新能源企業負擔，在電網保障能力外，新能源企業有擴大新能源建設規模需求，才需要配置調峰能力;二則考慮了新能源在選擇調峰資源方面的自主性，可讓新能源選擇邊際成本更低的火電靈活性等資源;三則考慮了調峰的長周期需求，配置比例15%-20%的功率，時長達到4小時，基本能滿足新增新能源的調峰需求。

二、影響及建議

(一)政策不明確帶來的影響重大

根據上述分析可知，新型儲能發展相關政策中，中央版堆砌原則且指向不明，地方版簡單武斷、帶來質疑重重。商業模式不清晰，難以使儲能行業“向陽生長”，對于行業長期、高質量發展非常不利。

根據簡單測算，若光伏配置10%/2小時的電池儲能，將造成度電成本上漲6-7分錢，在當前新能源降成本趨勢趨緩等不利情況下，不但不利于儲能行業，也會造成新能源行業的停滯發展。

(二)不成熟的建議

當前，政策的完善(而不是簡單疊加)是儲能發展的關鍵，而理順政策邏輯的首先要準確認知儲能在新型電力系統中的地位和本質功能，儲能的核心功能可以分為兩個方面：

一是保障電力系統供電充裕度。2021年我國缺電危機，更加說明保障電力供應是電力系統發展的底線。而根據未來負荷發展和電源裝機結構，如果煤電裝機在當前基礎上略有增長，考慮需求響應達到最大負荷5%，2030年供電充裕度仍存在90GW的缺口，儲能總投資需求將達到萬億級別;若不考慮需求響應或是嚴格控制煤電裝機不增長的情況下，供電充裕度缺口將在200GW。而2060年在大幅退煤的假設下，供電充裕度缺口將達到800GW，相當于當年最大負荷的30%。電力系統供電充裕度提升的強烈要求，是發展新型儲能的首要需求。

二是電力系統調節的需求。隨著新能源比例的增長，新能源出力區間幅度較大，根據郭劍波院士《中國高比例新能源帶來的平衡挑戰報告》，2030年新能源出力占總負荷之比在5%-51%，將造成我國巨大的調峰能力缺口，2060年該情況將更加嚴峻。同時，新能源出力的快速波動性，要求電力系統具備更強的調頻、爬坡能力。所以電力系統的調峰、調頻和功率快速調節需求，是發展新型儲能的第二動力。

基于上述認識，個人提出不成熟的建議如下：

一是參考抽水蓄能發展模式，建立差異化的兩部制(電量電價+容量)電價，設定穩定但較低的合理收益，以容量電價為主，對新型儲能的容量投資進行直接激勵。具體操作中，嚴密跟蹤電力系統充裕度要求，合理規劃新型儲能建設需求，通過兩部制電價招標競價的方式促進新型儲能降低成本，最終實現與抽水蓄能同品同價。以兩部制電價支撐的新型儲能納入電網保障調節性電源部分，以提升新能源保障消納裝機規模，也是電力系統充裕度、安全性的重要屏障。該模式主要支持大容量、較長時長、標準化儲能電站的建設。

二是以市場為驅動推動更多社會主體參與儲能建設。逐步扭轉新能源強制配儲能的發展方式，完全通過電力市場機制的完善，促進新型儲能的準入，作為兩部制模式的補充。首先是新能源不斷進入現貨市場，為了提升負荷預測精度和負荷曲線跟蹤能力，新能源企業自主選擇配置儲能提升履約能力。其次隨著輔助服務市場的擴大，調頻、爬坡產品的推出，將通過輔助服務市場促進發電企業、電力用戶進行新型儲能的投資。該模式主要支持規模較小的儲能的發展，可按功能靈活配置時長。

三是重視儲能的實際運行效果。雖然當前儲能已具備一定規模，但儲能實際運行效果尚未得到充分驗證。加強新型儲能設計標準和運行標準的完善，在設計標準中落實電力并網運行管理規定(國能發監管規〔2021〕60號)要求，特別對于納入兩部制的儲能電站，需要統一新型儲能的調節性能和運行工況耐受能力，建立統一的調節時長要求;在運行中，形成有效的調度細則和監督考核規定，充分發揮運行效果。