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新型储能政策分析与建议

摘要：为应对气候变化，实现“碳中和”目标，必须进行一次新能源革命，而储能则是新能源发展的重要支撑。当前，虽然抽水蓄能仍然占据了全球储能累计装机容量的80%，但是，最近几年，全球储能市场的新增装机量主要是来自于新的储能，如电化学储能、压缩空气储能等。新型储能行业是推进新能源革命的关键基础产业，也是国际上最具竞争力的行业之一。

关键词：新型储能；储能政策；建议

1.新型储能政策探析

从储能现状梳理中可发现，目前我国新型储能规划装机容量较大，新型储能产业正处在跨入规模化发展关键阶段，在这样大规模新增储能容量下，政府工作重点逐步转向促进新型储能技术性与创新性发展。2022年2月颁布了《新能源基地跨省区送电配置新型储能规划技术导则》和（征求意见稿）。这是在我国执行的标准中第一次明确了储能配比的一些重要原则，并提出了评价时需要考虑的关键参数，同时也是在国家层面颁布的第一个技术准则，用以指导新能源配规模。国家能源局也表示将加快构建新型储能标准体系，促进储能领域涉保强制性标准发展，说明我国新型储能技术标准体系已经初具轮廓。全国范围内新型储能规划促进国内储能装机容量不断提升，但是新型储能收益来源较为模糊，始终是制约新型储能后续发展瓶颈问题。所以，除储能的技术性和创新性外，它的商业化进程同样成为政府关注的重点。2022年2月13日国家能源局对十三届全国人大代表BH0108号提案作出回应，回应称，国家高度重视和推动完善新型储能价格与市场机制，将安排中央预算内投资扶持储能技术产教融合创新平台建设。从过去的政策还可以反映国家对电价及辅助服务市场关注的程度。关于电价政策:2021年出台的《关于进一步完善分时电价机制的通知》中提及各区域要根据本地实际合理划定电价风骨时段，并在此基础上制定尖峰电价以切实拉大峰谷价差、优化用户侧储能商业环境；2022年发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》中提出，针对不同应用场景要制定不同价格机制；同年颁布的《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》规定独立储能向电网提供电力不负担输配电价，这一政策减少了独立储能电站运维成本。再到储能介入辅助服务政策:2021年出台的《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》等文件都提及要扶持新型储能介入辅助服务；2023年发布的《2023年能源监管工作要点》要求健全用户参与辅助服务的分担机制，并提出全部用户支付调频和调峰辅助服务，减少储能项目回本年限；近两年来，我国许多省份对新的电力辅助服务管理实施准则进行了修订，并拓展辅助服务渠道，对黑启动，爬坡和转动惯量服务类型进行了积极的探索。为了推动储能商业化的进程，仅靠国家层面上的鼓励政策已远远不够，必须要有实质意义上的补偿机制。为此，我国许多省份相继推出了新型储能补偿政策。

2问题

2.1新型储能的成本较高，距离全面商业化应用还存在很大的距离

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3500GWh,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。

2.2新型储能的价格机制尚未确立，商业模式还需探索

目前仅有一些省份针对独立共享储能制定了比较清晰的市场规则，但是有关规则基本上都是着眼于眼前而不能长久应用。对用户侧储能而言，除了峰谷差套利之外，没有任何盈利模式；对电网侧的收益结构并不显着。

2.3新型储能示范项目在被调用数量不足的情况下难以落地执行

示范项目不确定因素多，需经过实际工程验证与优化，并且落地之后调用数量得不到保证，经济性得不到保障，很难受到市场与投资者的欢迎，受资金，应用场景，审批流程诸多因素限制，面临诸多难题。

2.4新能源分配储能标准的欠缺增加了监管的难度

不受价格标准约束，储能设备成本给盈利能力受限的新能源发电项目带来了巨大压力，而就现实情况而言，当前缺乏统筹规划与管理，小范围储能很难真正发挥其作用，导致资源大量浪费。与此同时，储能电池回收报废的行业规范与技术标准亟待制定，对多种电池回收处理的兼容性亟待增强。

3.政策建议

3.1精准掌握储能定位

与常规发用电资源不同，储能实质上为能量转移提供服务，如果储能融入到发，用电管理中，则会促使储能更多地分配到发用电双方，从而影响储能在输配电环节中的应用价值，同时还会造成储能反复缴纳输配电价，政府性基金和电价附加，所以需要对储能充放电过程采取与普通发用电资源不同的定价机制。关于电网侧储能问题，国外提出了收益积分（RevenueCrediting）法，即人工确定储能监管收益与市场收益的配比，并要求电网企业通过从第三方购买储能服务来