新型储能发展面临的突出问题与政策建议研究

一、引 言

储能是能源系统，特别是电力系统低碳转型的有效手段，在发电、电网和用户等电力产业价值链的各个环节都有储能的“用武之地”，有相当大的市场空间。储能的根本意义，在于为能源电力体系的低碳转型提供了有效的手段。随着能源转型的逐步推进，波动性较大的风、光电力所占的比重越来越大，很多欧洲国家如德国，甚至提出了百分之百可再生能源的电力系统，这对电力系统的灵活性提出了很高要求。未来，灵活性将成为最稀缺的资源，而储能的价值，在于为电力价值链的各个环节提供各种灵活性服务。

虽然新型储能在电力系统中的作用已经得到广泛认同，但是不少专家对新型储能的应用前景仍有不同看法。有专家对新型储能在新型电力系统中的作用持谨慎态度。在构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统过程中，储能发挥的作用十分有限（刘吉臻，2023）。由于缺乏“灵活性资源”的发现和充分实现其价值的相关机制，新型储能并不是中国当下提高电力系统灵活性的“合适”方案（朱彤，2022）。

也有观点认为，储能（主要是新型储能）应该在新型能源体系中扮演重要的角色。储能系统能够削峰填谷、平滑新能源波动、提供频率支撑，增强电力系统平衡能力，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性，是实现可再生能源规模应用和构建新型电力系统、实现“双碳”目标的关键核心技术（舒印彪，2024）。储能系统的加入使电力系统从“源网荷”转变为“源网荷+储”。一是发挥短时（分钟级）快速调节作用，支撑电网安全稳定运行；二是平滑新能源短时（分钟-小时级）功率波动，提升新能源并网友好性；三是发挥对电能的转移作用（小时级以上），支撑电力保供和新能源消纳（饶宏，2024）。

当前，能源转型涉及不同能源行业的整合，储能则可以为跨界连接提供媒介和技术支持。在不同的能源领域之间，能源转型的复杂性与技术的商业化之间相互依赖，一种技术部署所产生的效益，与另一种技术的发展现状有关。例如，在交通、电力、热力及油气的交叉领域，都可以通过能量的转换或存储，实现不同部门之间的衔接。又如，电动汽车充电，既可以作为一种储能或者放电系统，也可以作为电网的调峰手段；电力存储与热力存储是可以同步实现的；低成本的电力可以通过电解水方式得到氢，氢又同二氧化碳反应得到天然气，从而实现由电到气的存储。所以，在能源转型中，储能是一种重要介质。从能源转型视角来看，新型储能在新型能源体系中将扮演提供系统灵活性的角色，是构成新型能源体系不可或缺的重要资源和要素，具有非常重要的战略地位。

二、新型储能发展的现状特点

（一）产业基础好

支撑新型储能产业发展的锂电池产业较为成熟，供给能力持续提高。目前，我国已经是锂电池主要生产国和出口国。据统计，2022年我国锂电池出货量达到750GWh，同比增长超过130%，其中储能型锂电产量突破100GWh。产量方面，2022年我国锂电池产量为239.3亿只，同比增长2.88%。出口方面，2022年我国锂离子电池出口数量为37.73亿只，同比增长10.06%；出口金额达509.19亿美元，同比增长79.12%。锂离子电池出货量在全球锂离子电池总体出货量中的占比达到69.0%。

中国汽车动力电池产业创新联盟的数据显示，2023年我国动力和储能电池合计累计产量为778.1GWh，同比增长42.5%。锂电池作为外贸“新三样”产品之一，2023年中国锂电池累积出口额为650.07亿美元，同比增长27.8%。

在较强的锂电池产业支撑下，新型储能产业投资增长较快，成本持续下降，具备了良好产业基础。

图1 2023年储能项目中标价格变化趋势

资料来源：储能产业网

一是投资持续增长。由于动力电池竞争加剧，锂电池几大龙头企业逐步提高储能业务比重。例如，2023年上半年锂电池龙头宁德时代四大业务板块中，储能电池系统业绩增速最快，同比增长119.73%，毛利率同比增长14.89%，超过动力电池系统近10个百分点。欣旺达、中创新航、国轩高科储能系统营收同比增长分别达到了152.06%、268.1%、224.33%。

二是技术进步较快。目前，技术路径呈现多元发展、不断迭代的态势。锂离子电池技术达到国际领先水平，相较商业化初期，能量密度提高了近四倍，循环次数超12000次。

三是成本与价格持续下降。2023年以来，由于上游原材料价格回落、产能快速释放以及技术迭代加速等因素影响下，我国储能电池系统和EPC中标价格持续下降。据储能产业网不完全统计，2023年储能项目中标价格，EPC月均价格在1.484元/Wh左右，储能系统采购月均价格在1.21元/Wh左右。2024年2月，磷酸铁锂电池储能系统中标价格比2023年降低近30%，最低价格下降至0.635元/Wh左右。

（二）利好政策多

近几年，国家和地方发布涉及储能的利好政策非常多，仅2023年我国共发布源网侧储能相关政策236条。主要涉及新型储能产业发展、储能示范应用、规范管理、电价改革及多元化、智能化应用。

从国家层面出台的政策与规划来看，新型储能已经作为实现碳达峰、碳中和目标的重要路径之一。2021年以来，国家出台多个高规格的政策文件。其中，国务院作为发布部门的有关新型储能的支持、指导文件至少9项。重点内容涉及新型储能规模化应用、鼓励分布式光伏配储、支持“风光储一体化”、建立新型储能价格形成机制、加快新型储能示范推广应用，并提出2025年新型储能装机3000万以上的规划目标等。国家发展改革委、国家能源局、科技部、工信部等多个部门随后制定了更细化的支持和指导新型储能发展的政策。包括新型储能项目接入电网、支持高效储能等关键技术突破及产业化发展、研究储能成本回收机制、建设一批电源侧光伏储能项目以保障光伏发电高效消纳利用、加强对独立储能调度运行监管等。

各地陆续出台关于促进新型储能产业发展的政策及规划，积极布局新型储能产业。仅2023年1-10月份，地方出台相关政策就超过400项。涉及技术装备研发、电价与市场交易、储能补贴、“十四五”规划、新能源配储及建设规划等各方面。其中，共有11个省份出台了新的储能装机目标。

当前，政策支持重点主要围绕新型储能项目尽快落地，短期内形成一定的商业模式。例如，2016年6月，国家能源局印发的《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作通知》主要鼓励试点地区发电侧用户侧储能设施，发电侧调峰调频作为独立主体参与辅助服务市场交易，通过电费补偿来结算。2021年7月，针对工商业用户侧配储，优化分时电价，通过峰谷价差增大提升用户侧配储经济性；2021年8月，提升新能源发电并网优先级来鼓励新能源发电侧配储能；2022年6月，明确了独立储能充电不再承担输配电价，以提升独立储能电站经济性。

（三）装机速度快

截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机31.39GW/66.87GWh，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机22.60GW/48.70GWh，较2022年底增长超过260%。锂离子电池储能占据97%以上的市场份额。从应用场景来看，2023年底，我国新型储能市场新增装机在电源侧、电网侧、用户侧装机占比分别为37.7%、52.6%和9.7%，其中电源侧主要是新能源配储的96.1%。电源侧储能以新能源配储为主，电网侧以独立储能为主，用户侧以工商业配置储能为主。

图2 2023年新型储能市场新增装机细分应用场景

资料来源：根据储能领跑者联盟（EESA）公开统计资料整理。

国家层面，最初对于发电企业配储参与调峰资源建设主要是鼓励性或引导性。2021年7月，国家能源局印发的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，提出“为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。”2022年2月，国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》中，提出加大力度推动电源侧新型储能发展。

各省基于两方面考虑陆续出台大量支持新型储能发展的政策文件，以加大储能发展力度。一是为了鼓励本省的新型储能发展，二是为应对风光电比重逐步升高给电网安全运行和电力稳定供给带来的挑战。由于电源侧储能商业模式还不成熟，地方政府出台了一些强制配储的措施来保证配置储能项目落地运行。该措施在政策文件中具有明确的量化目标、责任主体和违责处罚，要求新能源按照5%-40%、1-4小时配储能，并将其作为新能源并网或核准的前置条件。正因为强制配储的政策，各省电源侧（主要是新能源发电）新型储能装机容量迅速增长。

三、新型储能发展存在的问题

从发展阶段来看，支持大规模风光基地的储能技术还处于示范阶段。从体制机制来看，新型储能作为能源市场中提供灵活性资源的角色，必须要有价值发现和价值实现机制才能实现可持续发展。而我国电力市场设计以及既有规则还不完善。因此，当前新型储能出现的问题本质上既是发展过程中的阶段性问题，也有电力市场的体制机制设计问题。新型储能发展存在的问题集中体现在以下三个方面：

（一）投资成本高，电源侧投资成本回收困难

目前，电源侧配储没有成熟的盈利模式，甚至缺乏成本回收途径，经济性较差，强制配置仅会增加发电企业经济负担，并没有达到配储目的。以100MW光伏电站配备磷酸铁锂储能为例，当前2小时系统EPC成本在1000元/kWh左右，4小时系统成本在1000元/kWh以下。初始投资4亿元左右的100MW光伏电站如果配置10%、2小时储能项目，初始投资成本将增加5%；配建30%、4小时储能项目，初始投资成本价将增加30%（见表1）。当前，我国电力现货市场仍然以发电侧单边交易为主，储能投资成本无法通过输配电价向消费端疏导，配建储能的成本主要由发电侧承担，发电企业没有配置储能资源的激励机制，社会资本也没有动力参与到新型储能建设中。虽然相关部门出台的一些政策在一定程度上让新型储能有了一定成本回收甚至盈利模式，但是由于缺少体现储能价值的市场机制，这些政策真正落实起来比较难或难以持续，新型储能盈利前景具有不确定性。因此，在没有合理的利用率和稳定的收益保障下，提高配储比例，只能加重新能源发电企业的负担，甚至易导致储能市场劣币驱逐良币现象。

表1 100MW光伏电站配备磷酸铁锂储能成本增加情况

资料来源：根据行业公开资料整理。

（二）利用效率低，电源侧储能闲置现象严重

当前，电源侧储能闲置现象比较严重，利用效率很低。据统计，2022年新能源侧配置储能日均充放电次数仅为0.22次。即使像电力现货市场改革推进较快的山东省，新能源配储也只有很少调用，且几乎没有配储调用费用。某大型央企集团内部的新能源配储项目年调用率只有不到7%。

2022年11月，中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，调研的电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储能利用系数为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网侧储能为14.8%，用户储能为28.3%。而在实际装机中，电源侧储能的规模最大。根据中电联统计数据，截至2022年年底，我国发电侧、电网侧、用户侧储能累计投运总能量占比分别为48.4%、38.72%、12.88%。电源侧储能中有相当多一部分是新能源配储。在电网侧，目前新型储能作用也未充分发挥，大多数项目盈利困难，独立储能电站仅能维持微利，未来收益率也具有较大不确定性。

（三）盈利模式少，峰谷价差收益不可持续

目前，新型储能的主要收益途径包括：一是在投资阶段给予一定补贴（一次性）。二是参与电力现货交易，接受电网调度，从中获取收益。以某投资规模3.5亿元的项目来说，2023年10月参与电力现货市场累计充放电844次，充放电量931万度，在如此高强度的运营方式下，该项目当月现货市场收入仅30万元。电力现货市场仅发挥了储能充放电价的标价作用，市场价差不足以弥补充放电损耗，甚至部分时段出现调频时充放电价“倒挂”情况。三是辅助服务市场。辅助服务市场容量小、现货价格限制、租赁周期短等因素导致新型储能很难从辅助服务市场中获得理想收益。在目前的规则约束下，为电力系统提供调频服务的收益十分有限。以调频市场最有活力的广东省为例，整个广东地区可供独立储能参与的调频总量仅为300兆-500兆瓦。随着独立储能投产规模持续增加，调频市场竞争将越发激烈，储能电站获利难度也将增加。其他省份情况也类似，电源侧储能很少被调用，对于电网来说“量太小”，储能在新能源发电端也未发挥稳定波动的作用。

对于用户侧储能，目前主要通过峰谷价差和政策补贴获取收益。一是峰谷价差。2023年以来，我国各地分时电价政策落地且峰谷价差不断扩大。据EESA统计，2023年12月全国17个省份峰谷电价差超4∶1。峰谷时段方面，超20个省份可满足“两充两放”充放电策略，部分省份为“谷-峰”策略，多数省份为“谷-峰+平-峰”策略。二是政策补贴。据EESA统计，2023年中国出台关于工商业储能政策共计231条，其中补贴政策共计32条，补贴手段主要分为放电补贴、容量/功率补贴和投资补贴，是峰谷价差之外工商业储能项目重要获利来源。

由于峰谷价差和补贴政策支持，江苏、浙江、广东等省份工商业安装储能意愿大幅增强，工商业储能在2023年增长非常迅猛，同比超过200%。如果计划式峰谷价差不能够适时向市场电价转变，用户侧储能项目的盈利将因完全依赖峰谷价差而面临较大的政策不确定性。因此，通过峰谷价差和补贴政策实现盈利的用户侧储能项目并不是新型储能的长期发展方向。

四、构建新型储能高质量发展长效机制

随着新能源发电规模的迅速增长，储能进入快速发展阶段。加上各地“强制配储”政策，我国新型储能短期出现爆发式增长。由于当前存在大规模储能技术瓶颈，储能很难应对超过一定规模的可再生能源发电给电力系统带来的冲击。因此，客观看待新型储能的作用，尽快构建高质量发展的长效机制是引导新型储能以及储能产业发展，推进新型能源体系建设的当务之急。

（一）运用系统思维科学规划新型储能可持续发展

在新型能源体系中，新型储能的本质属性是一种调节性资源，以维系电力系统的平衡和安全。新型储能和提供电能量的煤电、光电和风电一样，是新型能源系统不可或缺的重要组成单元，具有平等的经营主体地位，同样也应该有价值发现机制和价值实现机制。当前，电力市场中调节性资源的价值没有得到充分体现，储能投资成本也缺乏有效回收机制，“强制配储”导致资源错配、低效投资。因此，应围绕新型储能在未来能源系统中的作用，以立法形式赋予储能平等、独立的经营主体地位，并参与各类电力市场。完善储能参与现货市场、辅助服务市场等各类市场的运营机制、交易机制和技术标准，形成明晰的新型储能收益机制。取消强制配储政策，通过明确的新型储能价值实现机制以及新能源发电并网标准引导新能源发电企业自愿配置储能。鼓励新型储能与新能源打捆等方式参与中长期交易，引入有偿一次调频、惯量、爬坡等新交易品种，加大新型储能参与市场力度，释放新型储能多重价值。

（二）构建有利于新型储能应用和发展的体制环境

配套建设或共享新型储能的新能源发电项目，在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。制定新型储能调度运营的规则和标准，细化储能参与调度的方式、调度的频次、充放电次数、放电深度等。按照“谁受益、谁付费”的原则，允许电网侧替代性储能成本向外疏导。优化电力市场设计，探索储能作为系统容量的价值补偿机制。

重点支持用户侧储能发展，尽快形成可持续发展模式。用户侧强制配储项目平均利用率为65%，远高于电源侧和电网侧。相较于电网侧和电源侧，用户侧储能具有比较明确的收益机制，主要发达省份的用户侧储能通过峰谷价差基本能够实现项目盈利。此外，用户侧储能规模小、分散利用，是当前新型储能较好且易规模化推广的应用场景。因此，应在政策上打破制约用户侧储能健康发展的障碍，创造多重价值实现机制。加快推动分布式电力的市场化交易，支持用户侧储能参与市场电量交易，其相应充电电量不应承担输配电价和政府性基金及附加。积极发展分布式能源和虚拟电厂，充分发挥用户侧储能的支撑价值，逐步形成市场引导用户侧储能投资的可持续发展模式。

（三）鼓励有利于新型储能发展的新模式和新业态

释放新型储能价值潜力，探索聚合商、共享储能、虚拟电厂等多元化主体共同参与的市场模式。目前，新型储能主要以参与调峰、调频辅助服务市场为主，且实践中往往掣肘于当前的调度机制，其真实价值无法完全实现。因此，在明确新型储能经营主体地位的基础上，可以借鉴国外经验，支持和探索市场聚合商、共享储能、虚拟电厂等新兴商业模式和产业业态，优化新型储能参与峰谷套利、辅助服务、现货交易、容量租赁等市场运营模式，创造健康的市场投资环境。

（四）推动产业高质量发展支持新型储能规模应用

储能产业链上游涉及原材料与设备，中游涉及储能系统与集成，下游涉及电力系统储能应用。作为新型电力系统中非常重要的调节性资源，新型储能还有很大技术进步空间和成本下降空间，部分核心部件和关键材料的相关技术有待攻克，产业链基础和完备性还需进一步加强。未来，产业体系的不断成熟与竞争力的提升，将支撑新型储能在各类场景中的规模化应用。一是加强新型储能基础技术创新研究。鼓励新型储能创新平台和技术创新中心建设，通过平台整合新型储能产业链上的芯片、电池、新材料、新装备等核心企业，打造上下游协同推进的创新链和产业链。鼓励新型储能关键材料、系统技术等研究，支持对下一代前沿技术的跟踪和开发。二是尽快建立新型储能的行业标准和认证体系。重点包括：新型储能各种应用环节的标准体系，如并网及检测、运行与维护、电池梯次利用与回收等；按照新型储能应用场景制定针对性的安全标准体系。

注释从略，请参阅期刊纸质版原文。

王蕾 | 中国社会科学院工业经济研究所，中国社会科学院能源经济研究中心，副研究员，研究方向：能源政策、能源效率。

王蕾,朱彤.新型储能发展面临的突出问题与政策建议研究[J].中国物价,2024,(10):37-42.