新型储能作为新型电力系统的重要基础设施，其巨大的发展需求已成共识。尽管近年来支持储能发展的政策密集出台，但行业翘首以盼的储能发展长效机制并未取得实质性进展。伴随多样的利益主体诉求、复杂的源网矛盾，是多而庞杂、互相矛盾的政策体系，建立清晰可执行的支持政策，关系到新型储能产业乃至新型电力系统建设的成败。

一、储能政策困境

随着国家各部委、地方政府对新型储能发展日益重视，政策文件可谓接踵而至，但时至今日，行业观察者们越发感觉到，各政策之间没有统一逻辑甚至相互矛盾，中央和地方版政策不配套，让行业莫衷一是，主要体现在以下方面：

(一)指导性意见为主，可执行性存疑

2021年出台的储能系列政策中，以鼓励性的指导意见为主，虽然提出了“按效果付费”、“谁受益、谁付费”的普适性原则，但在电气关系复杂、主体众多且实时变动的电力系统中，无法进行准确评估和计量，同时我国优先发电、电力交叉补贴错综复杂，效果付费、谁受益谁付费的原则并不能完全落实。

《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051 号)可以看作是新型储能政策的核心，但中间“电网替代性储能设施”、“新能源+储能项目激励机制”的提法，当前阶段概念胜于实质。广受关注的“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”的落地细则也遥遥无期。

(二)政策名目众多，但衔接不足

总结2021年部委及地方发布的储能相关文件，新型储能的发展政策大致可以分为储能参与辅助服务及现货市场、新能源配置储能增强并网规模、电网侧两部制电价以及负荷侧峰谷套利等几类，但政策主逻辑仍不清晰，彼此之间存在交叠甚至矛盾。

一是不管在发电侧、电网侧还是在用户侧配置储能，在增强调节能力、提升有效容量、增加新能源消纳等方面性能相似，根据新型储能所处的位置而区别对待，实际上束缚了不同位置储能综合价值的发挥，应在较为统一的价格机制下一视同仁，也能为共享储能业务模式创造条件。

二是在完善的电力市场机制中，用户侧峰谷套利、新能源购买调峰能力提升并网规模，以及辅助服务占比较大的调峰品种，未来都应通过现货市场价格机制统一体现。

三是储能参与现货市场、(调频、爬坡)辅助服务市场、容量市场并不是简单的叠加关系，三者在时间尺度、容量匹配之间的关系当前并没有细则进行支持。

(三)中央和地方政策不匹配

虽然部委政策接二连三出台，但整体来看，地方版的储能发展政策，并没有体现部委政策文件中的相关原则，反而矛盾点颇多。其中最典型的就是各省(市)要求新能源按比例配置储能的强制政策，间接说明了部委政策主线不明、可执行度不高，各省(市)都不约而同地选择了一种虽然简便但较为武断的方式(如表1)。

表1 各省新能源配置储能政策要求

相对于部委原则性的表述，虽然新能源按比例配置储能更容易执行，但也存在明显问题：一是简单通过并网要求的方式将储能发展成本转移到新能源企业身上，在新能源实现平价的初级阶段，储能成本的叠加无疑对相关企业是一个较大的打击。二是剥夺了新能源企业在选择调节资源方面的权力，配储能的容量比例和装机时长也缺乏足够依据，如果要求新能源电站自主承担调节责任，企业自身应有选择其他最优调节路径的权利。三是将储能装机配额作为新能源发电项目并网条件，但对后续运行缺少调度和监督手段，难以保证储能的建设和运行质量，最终也难以实现储能调节的效果。

同时，地方版的储能强制配置要求与发改运行〔2021〕1138号文差异较大。1138号文中提出“超过电网企业保障性并网以外的规模”需要发电企业自建或购买调峰能力，一则考虑了降低新能源企业负担，在电网保障能力外，新能源企业有扩大新能源建设规模需求，才需要配置调峰能力;二则考虑了新能源在选择调峰资源方面的自主性，可让新能源选择边际成本更低的火电灵活性等资源;三则考虑了调峰的长周期需求，配置比例15%-20%的功率，时长达到4小时，基本能满足新增新能源的调峰需求。

二、影响及建议

(一)政策不明确带来的影响重大

根据上述分析可知，新型储能发展相关政策中，中央版堆砌原则且指向不明，地方版简单武断、带来质疑重重。商业模式不清晰，难以使储能行业“向阳生长”，对于行业长期、高质量发展非常不利。

根据简单测算，若光伏配置10%/2小时的电池储能，将造成度电成本上涨6-7分钱，在当前新能源降成本趋势趋缓等不利情况下，不但不利于储能行业，也会造成新能源行业的停滞发展。

(二)不成熟的建议

当前，政策的完善(而不是简单叠加)是储能发展的关键，而理顺政策逻辑的首先要准确认知储能在新型电力系统中的地位和本质功能，储能的核心功能可以分为两个方面：

一是保障电力系统供电充裕度。2021年我国缺电危机，更加说明保障电力供应是电力系统发展的底线。而根据未来负荷发展和电源装机结构，如果煤电装机在当前基础上略有增长，考虑需求响应达到最大负荷5%，2030年供电充裕度仍存在90GW的缺口，储能总投资需求将达到万亿级别;若不考虑需求响应或是严格控制煤电装机不增长的情况下，供电充裕度缺口将在200GW。而2060年在大幅退煤的假设下，供电充裕度缺口将达到800GW，相当于当年最大负荷的30%。电力系统供电充裕度提升的强烈要求，是发展新型储能的首要需求。

二是电力系统调节的需求。随着新能源比例的增长，新能源出力区间幅度较大，根据郭剑波院士《中国高比例新能源带来的平衡挑战报告》，2030年新能源出力占总负荷之比在5%-51%，将造成我国巨大的调峰能力缺口，2060年该情况将更加严峻。同时，新能源出力的快速波动性，要求电力系统具备更强的调频、爬坡能力。所以电力系统的调峰、调频和功率快速调节需求，是发展新型储能的第二动力。

基于上述认识，个人提出不成熟的建议如下：

一是参考抽水蓄能发展模式，建立差异化的两部制(电量电价+容量)电价，设定稳定但较低的合理收益，以容量电价为主，对新型储能的容量投资进行直接激励。具体操作中，严密跟踪电力系统充裕度要求，合理规划新型储能建设需求，通过两部制电价招标竞价的方式促进新型储能降低成本，最终实现与抽水蓄能同品同价。以两部制电价支撑的新型储能纳入电网保障调节性电源部分，以提升新能源保障消纳装机规模，也是电力系统充裕度、安全性的重要屏障。该模式主要支持大容量、较长时长、标准化储能电站的建设。

二是以市场为驱动推动更多社会主体参与储能建设。逐步扭转新能源强制配储能的发展方式，完全通过电力市场机制的完善，促进新型储能的准入，作为两部制模式的补充。首先是新能源不断进入现货市场，为了提升负荷预测精度和负荷曲线跟踪能力，新能源企业自主选择配置储能提升履约能力。其次随着辅助服务市场的扩大，调频、爬坡产品的推出，将通过辅助服务市场促进发电企业、电力用户进行新型储能的投资。该模式主要支持规模较小的储能的发展，可按功能灵活配置时长。

三是重视储能的实际运行效果。虽然当前储能已具备一定规模，但储能实际运行效果尚未得到充分验证。加强新型储能设计标准和运行标准的完善，在设计标准中落实电力并网运行管理规定(国能发监管规〔2021〕60号)要求，特别对于纳入两部制的储能电站，需要统一新型储能的调节性能和运行工况耐受能力，建立统一的调节时长要求;在运行中，形成有效的调度细则和监督考核规定，充分发挥运行效果。