發展儲能經濟是我國電力行業發展一項重大戰略，儲能對于促進能源轉型方面起著至關重要的作用，“十四五”時期，我國已開啟全面建設社會主義現代化國家新征程，為實現碳達峰、碳中和這一目標，必須利用儲能進行能源消納，國內出臺相應政策，將發展新型儲能作為提升能源電力系統調節能力、綜合效率和安全保障能力的重要一環。國家對儲能行業的發展愈來愈重視，經過十幾年的發展，儲能進入較為成熟階段，呈現出爆發式增長趨勢，儲能大規模發展的時代到來。

一、國家發布的儲能政策

今年以來，我國又提出構建新型電力系統的發展戰略，國家儲能相關政策密集出臺。為保證儲能的充分利用，規定了原則上每年調用完全充放電次數不低于250次。國家針對新型儲能產業打出重磅利好政策，國家發展改革委、國家能源局聯合發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，從國家層面提出裝機規模目標：預計到2025年，新型儲能裝機規模達到3000萬千瓦以上，接近當前新型儲能裝機規模的10倍，該發展前景和市場規模給行業帶來了巨大信心，促進新型儲能全面市場化發展，為支撐碳達峰、碳中和目標留出充分的預期空間。

2021年8月國家發展改革委發布的《關于進一步完善分時電價機制的通知》要求進一步完善峰谷電價機制，合理確定峰谷電價差。規定系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1。對于尖峰電價，也有尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%的規定。峰谷價差套利作為目前儲能產業最廣泛最重要的商業模式，進一步拉大尖峰電價，無疑對儲能產業發展起到至關重要的作用。

除此之外，為鼓勵發電企業市場化參與調峰資源建設，國家發展改革委、國家能源局發布《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，鼓勵發電企業通過自建或者購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發電裝機并網規模。在配比要求方面規定，超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網，進一步規范了對儲能的利用。

在國家能源轉型大的戰略背景下，我國的電力結構發生了重大變化，隨著可再生能源占比的不斷提高，系統對于輔助服務的需求也在迅速增加。近年國家層面及各地方也不斷出臺輔助服務領域的相關政策，推動市場的改革與建設，輔助服務系統對于促進新能源并網，構建新型電力系統起著至關重要的作用。2021年2月，國家能源局印發《2021年能源監管工作要點》，更強調要加強現貨市場、輔助服務市場的銜接，規范中長期交易機制，全面深化電力輔助服務市場。而隨后發布的《發電廠并網運行管理規定》《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》，對川渝省間的輔助服務市場建設工作給出了具體的指導，補充了儲能、虛擬電廠等輔助服務類型，推動合理建立電力用戶參與輔助服務的費用分擔共享機制。8月31日，國家能源局公開征求對《并網主體并網運行管理規定》《電力系統輔助服務管理辦法》意見，文件稱本規定適用于省級及以上電力調度機構直接調度的火電、水電、核電、風電、光伏發電、抽水蓄能、新型儲能等并網主體。電力輔助服務提供主體包括火電、光伏發電、風電、水電、核電、抽水蓄能、新型儲能等以及能夠響應調度指令的用戶可調節負荷（包括通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合的可調節負荷）等并網主體。通過對儲能參與輔助服務市場政策匯總可以看出，“按效果付費”的設計思路逐步推廣、新能源發電納入到考核范圍、提供服務的主體多元化發展等政策思路正通過試點不斷完善，同時允許可跨省聚合資源的區域性聚合商以分省聚合資源的方式參與市場。并且為確保市場運行平穩有序，初期對新型市場主體市場申報價格設立限價，省間調峰輔助服務報價不低于120元/兆瓦時。國家密集出臺相關政策支撐輔助服務系統發展，合理制定輔助服務系統調度機制，為實現“3060”目標做好基礎工作。

表1  2021年儲能政策匯總

二、地方出臺的儲能規范政策

在此番利好政策引導下，一些地方也出臺相應政策對儲能進行規范。在電改方面，根據7月26日，國家發展改革委發布的《關于進一步完善分時電價的通知》，將現行分時電價機制作了進一步完善，各地也紛紛出臺相應政策，進一步細化電價，完善電價機制，均在不同程度上拉大峰谷價差電價，優化時段劃分，部分省市建立尖峰電價機制進一步拉大峰谷價差。新的分時電價機制，進行了更科學細致的時段劃分，把一天分成尖峰、高峰、平段、深谷、低谷、平段等多個時段，為引導用戶錯峰用電，設置用電高峰期較低谷期電價相差3～4倍。拉大峰谷電價差，從而保障電力系統安全穩定運行，提升系統整體利用效率、降低社會總體用電成本。據統計，各地夏季最熱、冬季最冷時段的全年累計時間普遍低于60個小時，但對應的尖峰電力需求可較平時高出1億千瓦以上，保障電力系統安全穩定運行面臨更大挑戰，去年以來部分地方已不得不實施有序用電。優化峰谷電價機制、出臺尖峰電價機制，有利于充分發揮電價信號作用，引導用戶錯峰用電，盡可能少地啟動有序用電，保障電力系統安全穩定運行，降低社會總體用電成本。為抽水蓄能、新型儲能發展創造更大空間，這對促進風電、光伏發電等新能源加快發展、有效消納，著眼中長期實現碳達峰、碳中和目標具有積極意義。

除此之外，更有多項地方性儲能政策相繼發布。安徽省發展改革委印發《安徽省電力供應保障三年行動方案（2022—2024）》，文件提出，要結合全省集中式新能源項目布局，積極推動全省電化學儲能建設，鼓勵電網側儲能項目建設，提高系統調節能力，要積極推動靈活性電源建設，新增電力頂峰能力400萬千瓦，其中：應急備用電源120萬千瓦、氣電160萬千瓦、儲能120萬千瓦。青海省人民政府和國家能源局聯合印發《青海打造國家清潔能源產業高地行動方案》，到2030年，全面建成以清潔能源為主體的新型電力系統，基本建成零碳電網，該方案還明確，從推進儲能工廠、抽水蓄能建設，發展新型儲能、建設儲能發展先行示范區等方面加大工作力度，打造多元協同高效儲能體系。安徽省經濟和信息化廳、安徽省發展改革委、安徽省住房和城鄉建設廳、安徽省能源局共同印發《安徽省光伏產業發展行動計劃（2021-2023年）》的通知，通知要求，加強儲能電池產品布局，推動光儲一體化發展；加大系統解決方案開發，形成儲能系統輔助光伏并網、電力調頻調峰、需求側響應、微電網等多種系統解決方案，多項利好政策促進儲能行業發展，這些政策從多個方位出發，積極調動社會各方力量，有序推進新能源發展。

7月14日，寧夏回族自治區發展改革委發布《關于加快促進儲能健康有序發展的通知》，明確配置原則：新能源項目儲能配置比例不低于10%、連續儲能時長2小時以上，從2021年起，原則上新核準/備案項目儲能設施與新能源項目同步投運，存量項目在2022年12月底前完成儲能設施投運，對于達到以上要求的儲能項目，支持參與電力輔助服務市場。該項政策為儲能行業的發展創造有利條件。湖北省能源局印發《2021年平價新能源項目開發有關事項的通知》，提出將優先支持源網荷儲和多能互補百萬千瓦基地等新能源項目建設，對于可配置規模小于基地規模（1吉瓦）的按照容量的10%、2小時以上、充放電6000次以上的標準配置儲能。山西省要求，首批試點示范項目儲能規模總量50萬～100萬千瓦。其中，獨立儲能單體項目額定功率不低于1萬千瓦，參與調峰的項目額定功率下連續充放電時間原則上不低于2小時，參與調頻的項目額定功率下連續充放電時間原則上不低于15分鐘。其他形式儲能電站，按照“一事一議”原則確定等等相關政策，推動儲能發展，表2為各省份對儲能比例、充電時間要求的匯總表。

表2  各省份對儲能比例、充電時間要求匯總

目前，國內儲能行業處于高速發展期，仍有不少問題亟需解決。比如儲能大規模發展的同時，也暴露出了市場的發展與政策規劃不匹配，頂層設計考慮不足的問題；儲能成本過高、大規模用起來艱難的窘境，電力系統為保障可再生能源消納而產生的輔助服務成本過高；發電側新能源配置儲能還存在利用率和經濟性等問題。對此本文給出以下幾點建議：強化標準的引領和支撐作用，修改對頂層設計機制上的不足，強化其指導作用；提升儲能技術，降低系統支撐成本，不斷在技術曲線積累、商業價值實踐上進行突破；完善儲能項目準入及評價標準，對不同場景下儲能的應用進行進一步細分；進一步完善儲能產業創新鼓勵目錄和應用補貼目錄。

三、小結

綜上，為完成我國“雙碳”目標，國電投集團、國家能源集團、華能集團、大唐集團等均給出了碳達峰的具體時間節點和新能源裝機目標，儲能作為新能源并網的前置條件，其重要性日益凸顯，已有18個省市先后出臺了鼓勵或要求新能源配儲能的相關政策文件；23個省市給出了整縣制推進光伏的具體實施政策。山東、山西、青海、福建等省相繼給出了吉瓦級儲能電站的建設規劃，隨著我國政策紅利的逐步釋放，可以預計，在不久的將來，儲能萬億市場必將催生新型儲能技術的不斷涌現。