目前，我国能源格局正在发生由依赖传统化石能源向追求清洁高效能源的深刻转变，以光伏、风电为代表的新能源重要地位凸显。但是以风和太阳能为主的新能源具有间歇性、波动性、随机性的特征，新能源大规模并网给电网消纳和电网安全稳定运行带来了极大考验，也在一定程度上影响能源结构转型，同时电网调节需求的增长也为储能的发展带来了空前的机遇。如何建立一套公平合理，激发各方活力，适应新能源发展未来趋势的储能配置机制，是电力各方主体亟需面对的一个问题。
本文从储能的发展现状、政策规定、存在问题等方面入手，力图从政策法律和机制上探究可行的模式，培育电力新质生产力，助力新型电力系统构建。
一
储能的概念、分类和发展现状
储能，即能量储存，通过一定的介质或者设备，把一种能量形式用同一种或者转换成另一种能量形式存储起来，未来应用需要时以特定能量形式释放出来的循环过程，从而起到调节能量供需在时空和强度上不匹配的作用。
（一）根据技术利用时间的长短，储能分为抽水蓄能和新型储能
抽水蓄能是指在电力负荷低谷期将水从下水库抽到上水库，将电能转化成水的势能储存起来，在电力负荷高峰期，释放上水库中的水发电的储能项目。主要发挥削峰填谷、调频调相和紧急事故备用等功能，具有技术上成熟、效率高、容量大、储能周期不受限制等优点，但受地理选址、建设周期长、初期投资大的影响，抽水蓄能发展空间受到一定限制。
新型储能是指除抽水蓄能以外输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目【1】。例如电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等。相比抽水蓄能，新型储能受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及各类场景中，随着相关技术的进步，新型储能建设成本持续下降，优势越发明显，逐渐成为储能新增装机的主流，但安全风险相对较高。
根据 CNESA （中关村储能产业技术联盟）统计，截至 2023年12月底，中国已投运电力储能项目累计装机86.5GW，同比增长45%。其中抽水蓄能累计装机51.3GW，同比增长11%，累计规模占比继2022年首次低于70%之后，再次下降近10个百分点，首次低于60%；新型储能累计装机34.5GW，同比增长163%。2023年我国新增投运新型储能装机21.5GW，三倍于2022年新增投运规模水平。投资主体主要包括发电央企、社会资本、电网企业、地方能源国企等，呈多元化发展趋势。
（数据来源：CNESA）
（二）根据储能是否具有独立性，新型储能分为独立储能和配建储能
独立储能是指具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关技术标准和电力市场运营机构等有关方面的要求，具有法人资格的储能项目。配建储能是指与风电场、光伏电站配套建设，为新能源场站的附属设施，主要用于消纳配套新能源场站弃风弃光电量，不具有独立法人资格的储能项目。配建储能经过改造，满足可以独立计量、控制、可被电网调度和监控等条件，可以转化为独立储能。
独立储能一般主要发挥调峰功能，目前主要有四种盈利模式：一是将其全部或者部分容量出租给新能源电站，获得容量租赁租金收入；二是参与电力现货市场交易，电价低谷时段买入电力，电价高峰时段卖出电力，实现峰谷价差盈利；三是参与电网调峰、调频，获得辅助服务收入；四是获得容量电价，如山东省出台政策，参照火电标准，给予电化学储能容量电价。【2】
（三）根据储能项目在电力系统中的安装位置，新型储能分为电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能
电源侧储能是指将储能技术应用于电力系统的发电侧，通过储能装置对发电机组进行调节，对随机性、间歇性和波动性的发电出力进行平滑控制，以实现电力系统的平衡和优化，使其满足并网要求的储能项目。电源侧储能主要指常见的光伏、风电配建储能，一般以最大消纳为收益来源。
电网侧储能是指服务电力系统运行需求，接受电力调度机构统一调度，向电网提供电力辅助服务，可延缓或替代输变电设施升级改造的储能项目。电网侧储能一般表现为独立储能的形式，储能项目投资建设主体具有多样性，主要有发电企业、电网公司、参与市场化交易的电力用户、储能企业等。
用户侧储能是在用户内部场地或附近建设的储能设施，主要通过电网低谷时充电和用电高峰时放电的方式，利用峰谷电价差达到节约用电成本的目的，以自发自用为主，一般不上网。目前通常将户用配储、工商业配储、储能充电桩、备用电源都归为用户侧储能。用户侧储能发展的动力来源于电价峰谷价差，目前江苏、浙江、广东等省份的电价峰谷价差较大，所以目前以上地区用户侧储能装机总量占比较高。
根据中国电力企业联合会发布的信息，截至2023年6月，我国电源侧、电网侧、用户侧储能累计投运装机规模总量占比分别为53.24%、42.97%、3.79%。统计数据表明，截至2023年上半年，电源侧储能以新能源配建储能为主，新能源配建储能占电源侧储能装机规模总量的81.44%；电网侧储能以独立储能为主，独立储能占电网侧储能装机规模总量的89.65%；用户侧储能以工商业配储为主，工商业配储占用户侧储能装机规模总量的66.91%。
在此种分类标准下，每种储能的概念是相对的，根据储能具体发挥的功能以及盈利模式等不同，可能会发挥另一种储能的功能。例如，当电源侧储能被调度机构调用，发挥调峰调频等功能时，此时该储能项目从功能上从电源侧储能转化为电网侧储能。
二、
政策法律关于储能的规定
（一）国家法律、政策关于储能的规定
1. 立法层面
2010年实施的《中华人民共和国可再生能源法》规定“电网企业应加强电网建设......发展和应用储能技术......提高吸纳可再生能源电力的能力，为可再生能源发电提供上网服务”。此后，我国至今再未从立法层面对储能作出规定。
国家能源局2020年4月发布的《能源法（征求意见稿）》第三章第三节非化石能源“企业保障义务”条款再次规定了“电网企业应当发展储能技术”这一内容。
由此可见，目前以《可再生能源法》为代表的立法思路是将储能技术作为可再生能源发电的配套技术，注重发挥其在电力辅助服务方面的作用，同时在立法层面确定了电网企业应大力支持储能发展。
2. 政策、规章方面
自2005年《可再生能源产业发展指导目录》出台至2020年前，国家层面出台的与储能相关的政策方案仅有十余项，且储能技术主要作为可再生能源产业及新能源汽车产业的配套技术存在。随着可再生能源领域的进一步发展及“双碳”目标的提出，储能相关政策呈现出台频率高，更新速度快的特点，其中对储能作出重要规定的主要有以下几项：
2020年6月，国家发展改革委、国家能源局共同印发了《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号），明确市场成员包括各类发电企业、电网企业......储能企业等。储能企业自此正式被视为电力交易市场的独立主体，获得了和一般市场成员同等参与电力中长期市场的权利。
2021年7月，国家发展改革委、国家能源局在《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）中第一次明确提出“新型储能”的概念，提出到2025年我国新型储能发展目标为30GW，并实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，到2030年，向全面市场化发展。
2021年9月，国家能源局印发《新型储能项目管理规范（暂行）》（国能发科技规〔2021〕47号），明确了新型储能项目的管理原则、主管部门等内容，并对新型储能项目的备案建设作出初步指引规定。
2021年12月，国家能源局印发《电力并网运行管理规定》（国能发监管规〔2021〕60号）和《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）。前者明确新型储能并网主体涉及的技术指导和管理工作，参照发电侧并网主体相关要求执行，储能企业并网管理进入起步阶段；后者明确电化学等新型储能为电力辅助服务提供者，可以参与电力辅助服务，鼓励新型储能参与电力辅助服务，并进行了补偿方式与分摊机制等方面的设计。这两份规章的发布，使储能企业参与电力市场的设计前景进一步明晰。
2022年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源〔2022〕209号），提出从强化技术攻关，积极试点示范，推动规模化发展，完善体制机制，做好政策保障，推进国际合作六个方面实现新型储能发展目标，并明确保障措施的制定和实施主体，为新型储能行业进一步明确了发展方向。
2022年5月，国家发展改革委、国家能源局出台《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》（发改办运行〔2022〕475号）提出鼓励新型储能可作为“独立储能”自主参与电力市场，推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，明确了新型储能在参与电力市场的角色及交易机制等。
2023年9月18日，国家发展改革委、国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217号）这一构建全国统一电力市场体系的重要文件，明确了储能作为新型经营主体的地位，可参与电力现货市场运营。
综上，目前国家政策法律对储能的发展持积极鼓励态度，大力推动储能市场化发展，赋予了储能独立参与电力市场交易和电力辅助服务的权利，但是还较为概括、模糊，存在一定的政策空白。
（二）地方政策关于储能的规定和创新
在国家大力发展储能的背景下，各省围绕支持储能产业高质量发展制定支持政策。根据相关机构统计，截至2023年7月，全国各地已发布1400余项储能政策。
综合来看，目前地方政策对储能的关注度表现为电源侧储能〉电网侧储能〉用户侧储能。地方政府出台的政策类型较多集中在电源侧配储政策、市场交易品种、各类补贴政策三个方面。
电源侧配储政策一般表现为要求集中式风光配建储能，并鼓励超额配建储能，例如要求并网的新能源项目满足一定的配储要求，对配储的项目在审批项目给予评分倾斜或优先支持。目前，全国已有21个省级行政区在全省或市县级地区明确了新增新能源发电项目的配储比例以及配储时长，在多个省份发布的政策中，新能源配置储能比例在5%—50%之间、储能时长在1—4小时。
储能参与市场交易的品种目前主要表现为鼓励储能参与电力辅助服务市场。安徽、贵州、河南等12个省份发布了新能源配储参与辅助服务市场的政策，目前的交易品种主要包括调峰、调频、备用等。
各地出台各类补贴政策驱动储能产业发展，目前主要包括对储能项目主体给予一定的投资补贴、放电补贴（例如调峰补贴等）、容量补贴等，投资补贴为根据储能项目投资额给予比例不等的补贴，其中广东省深圳市单个项目补贴最多可达到1000万元；放电补贴一般根据峰段实际放电量给予0.2-0.3/kWh的补贴；容量补贴一般为根据装机规模发放补贴。
此外，近两年独立储能的发展备受重视，近年来全国已有约30个省级政府部门发布了独立储能相关的支持政策。其中山东省出台的政策较为细致全面，出台政策支持独立储能参与电力现货市场、电力中长期市场和辅助服务市场，并在国内最先建立了容量补偿电价机制，明确了“容量租赁”“电量交易”“容量补偿”“辅助服务”等4条收益渠道，逐步开展爬坡、备用、转动惯量等辅助服务交易，率先开展配建储能转为独立储能的实践等，为其他地方发展独立储能提供了参考。
三
储能发展面临的问题
当前储能的作用尚未充分发挥，制约了新能源的发展水平，总体来看，储能发展面临的问题主要表现为以下几个方面。
（一）配建储能分散建设限制储能功能的发挥
新能源配建储能是电源侧储能的主要建设形式，配建储能的地理位置一般集中在光伏项目场站内，建设位置较为分散，未能形成装机规模大、位置集中的大型储能项目，增加了调度的复杂程度和调度成本，储能调频、调峰等能力的发挥受到限制。
（二）当前储能的发展模式不能及时反映市场需求
储能的建设一般为储能建设主体选定建设区域和建设规模后，向政府报送建设情况，由政府确定具体项目建设。比如，当前抽水蓄能项目的建设，以获得政府审批为前提条件，一般情况下，政府会以市场需求为主要标准审批项目，但是这种核准模式不能精准反映市场需求，不能充分发挥市场的引导功能，存在一定的滞后性和盲目性。
（三）配储要求不一致损害了公平发展的市场环境
全国各地出台的新型储能规划、新能源配置储能文件以及相关政策，均对光伏、风电的配套建设储能提出了要求，对集中式光伏规定了配储义务。而达到一定规模的分布式光伏，同样对电网企业调峰、调频产生巨大影响，增加了电网的调节成本。但是目前政策几乎没有对分布式光伏提出配储要求，对承担调峰成本的电网企业和集中式光伏投资主体均具有不公平性。
（四）考核政策的缺失导致已建成的储能项目未充分发挥作用
在要求光伏配储的情况下，有些地方政策仅规定储能的配置标准，未出台配建储能的具体使用和考核办法，某些储能电站为了应付强制配储，选用了质量不佳的廉价产品，储能处于“建而不用”的状态，导致已建成的储能项目与新能源未实现协调优化运行。
中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》指出，截至2022年底，国内电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储利用系数仅为6.1%（该数据为2022年数据，2023年个别省市出台了相关考核政策，此种状况在部分区域得到改善【3】）。大量的储能设施处于闲置状态，一方面浪费了资源，不能体现真实的调节能力，另一方面，廉价的产品存在较大的安全隐患。
（五）当前储能发展的行政干预色彩过重
目前国家出台的关于储能政策偏向为引导发挥市场的作用，但实际上，当前储能的快速发展主要依靠政府出台配储政策以及补贴政策等。新型储能各种商业模式都还处于探索期，现行发电侧储能的模式是将建设成本引导向项目业主方，同时保证配套储能的电源优先并网；电网侧主要是发挥储能的辅助服务价值，电网侧储能作为独立主体的商业模式以及市场化定价和交易机制有待细化；用户侧储能主要应用于削峰填谷，主要依赖赚取峰谷时段电价差额的利润。
在推动储能市场形成方面，缺少更具操作性、能充分激发市场活力、有利于释放储能潜力的市场机制政策，与国家政策引导市场化发展的总体方向存在较大差距。
（六）储能容量电费的分摊方式具有不公平性
储能的营利模式之一包括容量电费，目前抽水蓄能的容量电费主要依据国家发展改革委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）的规定，对标行业先进水平合理核定容量电价【4】。政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。
关于新型储能容量电费，目前尚未有具体的规定，根据国家发展改革委、财政部、科学技术部等《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（发改能源〔2017〕1701号）规定，参考抽水蓄能相关政策，探索建立储能容量电费和储能参与容量市场的规则，对满足条件的各类大规模储能系统给予容量补偿。当前的政策规定意味着储能项目的投资人获得投资收益，而将成本分摊给所有工商业用户，不符合公平性原则，也会造成市场盲目投资，需要政策加以规制。
四
推动储能健康发展政策法律建议
（一）推动储能大发展的中长期模式建议
1. 总体机制设想
储能的良性发展关乎我国能源结构顺利转型和“双碳”目标的实现，结合当前国家政策导向，为更好地发挥储能的作用，未来储能的发展可进行以下设计。
总体设想是：建立统一的储能容量租赁市场平台。一方面推动电网、新能源发电主体等各类调节容量的需求方从市场上以租赁的方式获得电网调节能力；另一方面鼓励抽水蓄能、新型储能等各类独立储能向市场提供调节容量作为租赁物，从而获得持续发展的资金。从而以市场化的方式，引导各方科学投资储能，扩大电网调节容量来源，提升电网运行能力，释放新能源发电消纳空间，促进新型电力系统加快形成。
（1）促进形成电网和新能源并网主体为主的储能容量租赁需求方市场
一方面建立保底+市场化的储能容量消纳机制。确保一定规模的保障电网安全的保底储能装机容量，满足电网调度基本需求，保底储能装机容量部分由电网与储能项目主体签订中长期合同，此部分容量不参与市场化交易。电网对保底储能容量之外的调节需求，通过市场化方式解决。电网成为容量租赁市场的主要需求方之一。
另一方面规定所有的新能源并网主体均有强制配储义务，允许强制配储义务主体从储能容量租赁市场租赁各类交易品类指标，以此履行强制配储义务，从而成为容量租赁市场的另一类主要需求方。
（2）促进形成以抽水蓄能和新型储能为主要提供方的调节容量供方市场
电网企业只需支付保底储能的容量电费，电源侧储能的富余容量以租赁方式提供给调节容量的需方，获得持续的补偿和利润，进而引导各类资本合理投资储能。
（3）建立统一的储能容量租赁市场平台
调节容量提供方和需求方通过租赁的方式在公开市场中得以撮合。除保底储能外，所有储能项目提供的调节性容量，均可以指标形式向市场出租，并由此获得持续的收益。所有的容量需求方支付租金，获得容量指标，电网获得调节能力，新能源并网主体则获得相应的并网资格。政府则负责对市场进行必要的规制和监管。
2. 总体机制设想建立后可发挥的预期作用
（1）解决当前限制光伏配储落地实施的关键问题
首先，实现总体机制设想的一个重要前提为要求所有并网主体强制配建储能，可以解决当前集中式光伏和分布式光伏配储要求不一致的问题，实现配储要求的公平性。
其次，总体机制设想为实现强制配储提供了可行路径，一方面可以解决当前分布式光伏等小型并网主体缺少储能项目建设和运维能力的问题，可通过市场租赁指标这一便捷方式完成强制配储义务，另一方面，市场化租赁机制可以最大限度保证按需建设，可以解决目前强制配储“建而不用”的问题。
（2）解决目前制约储能发展的费用分摊、规划、资金来源问题
首先，总体机制设想可以克服储能容量电费分摊的不公平问题，由目前的全体用户分摊方式转变为由实际增加电网调节压力的义务主体，真正实现了“谁受益谁负担”。
其次，总体机制设想可以解决储能规模、规划不科学的问题，避免产生社会主体盲目投资以及建设投资与实际需求脱节的问题。最后，总体机制设想可以解决建设储能项目的资金来源问题，为储能实现大发展提供源源不断的资金来源。
（3）提高电网新能源并网消纳能力
总体机制设想为电网提供了更加强大的调节能力，市场化机制的长效有序运行，必然有利于储能的发展，储能为电网调节能力提供保障，为电网提供更强大的新能源消纳能力，有利于加快新型电力系统的建成，打造坚强智能电网。
（4）最大化发挥政府在推动储能发展中的作用
总体机制设想明确了政府在储能发展中的定位，将政府的角色定位为做好储能市场的监管，着力推动储能市场的高效运行，防止发生政府对储能过度行政干预的情形。
3. 实现总体机制设想需要出台的配套政策
（1）出台无差别的公平配储政策
促成政府出台分布式光伏和集中式光伏等并网主体承担同样配储义务的政策，目前河南省已出台了分布式光伏配储的政策【5】。结合分布式光伏发展实际，可先对全额上网的分布式光伏要求配建储能，同时可根据市场化竞争方式确定分布式光伏并网容量和配置储能规模的比例。通过测算出价格平衡点，使得在储能租赁市场租赁指标的收益大于自建储能，促使分散的、规模较小的新能源并网主体选择市场租赁指标的方式，将分散资金集中起来，促进大规模独立储能项目的建设。
（2）引导建立市场化、专业化、平台化的储能容量租赁市场机制
要建立市场为主导的储能容量租赁市场机制，平台和相关配套制度都要建立和完善。
在平台构建上，建立专业化的服务于储能容量租赁的技术平台，完善交易运行流程，做好与电力辅助服务市场、电力现货市场和电力中长期交易市场的有效衔接，构建起运行流畅、规则合理的储能市场租赁平台。
在政策完善上，科学设计储能指标进入容量市场的规则。一是根据电网特点和储能发展的实际需要，制定不同的市场主体准入条件和注册规则，同时推动新能源配建储能转化为独立储能或者与新能源场站作为联合体参与市场交易，保障储能高效参与市场运行；二是完善市场机制和交易品种，根据实际需要，细分交易类别，拓展现有交易品种，允许储能企业灵活选择参与不同市场，科学引导储能项目建设和运营，组织储能参与中长期市场、现货市场、辅助服务市场交易；三是引导建立体现市场引导功能的价格形成机制，同时完善相应的结算规则和结算监管等政策，对费用管理进行合理的制度设计和监管。
（3）建立“谁受益谁负担”的市场化容量电费机制
将支付给储能的包括容量电费在内的各类调节费用在储能市场交易平台通过市场化方式募得和分配，将电网调节费用定向分摊给新能源投资主体（获益主体），收取的资金可以用于新的储能项目建设，改变目前由工商业用户分摊容量电费的模式，转由发电方承担此部分费用。同时，考虑到可能出现的市场失灵现象，政策应规定在市场失灵情况下的救济渠道。
（4）明晰电网企业的职责和地位
电网企业在储能发展过程中发挥着关键作用，在当前立法目的和趋势下，应明确规定电网企业的权利义务。
一是电网企业应根据政策要求和市场发展需求，配合建立储能容量交易市场，同时应实事求是地测算投入的电网调节费用，量化成指标进入容量市场进行交易。
二是电网企业应做好信息公开和报送工作，及时准确发布新能源并网消纳、电网承载力、电网规划建设等信息。未来可探索建立政府、电网企业和社会投资主体共同参与的储能大数据平台，由电网企业发布需求，通过市场化竞价的方式确定储能项目建设业主并进行撮合交易，引导储能项目合理投资、有序建设。
三是电网企业应根据政策要求和储能市场发展需要，加大相关技术投入力度，推动相关技术不断改造升级，科学进行规划电网建设，确保电网发展与储能发展实现同步优化。
（二）短期内解决限制储能作用发挥的建议
1. 出台政策引导新型储能向规模化独立共享储能方向发展
为更好地发挥储能的集约优势，降低建设成本，便于电网调度，政府应出台政策引导储能向集中化、规模化方向发展。规定储能并网规模的下限，通过引导储能项目从过去的分散建储向集中式的独立共享储能方向发展，扩大储能项目单体规模，从而使储能在地理位置上集中起来，便于项目管理和调度，充分发挥储能的作用。
2. 建立储能有序发展引导机制
为了防止可能发生的储能项目无序发展和爆发式发展的问题，政府主管部门应有序引导储能项目建设，实现储能与新能源的协调发展。
一是根据目前无法即时掌握储能装机情况的问题，出台政策要求并网的储能项目需要满足可实时监测、可远程控制等功能；
二是完善储能备案规定，做好储能项目的审核准入工作，根据市场需求确定储能区域布局和投运时序，并监督备案主体严格按照备案情况开展储能项目的建设。
3.出台配建储能考核政策
对于已经建成的配建储能项目，为最大化发挥其作用，政府可出台具有针对性和可操作性的运行考核和奖励机制，鼓励新能源电站与配建储能全电量参与电力市场交易，对配建储能作用的发挥与新能源电站的考核挂钩，倒逼新能源企业提高配建储能利用率，有效督促储能加强自身运行管理和安全管理。
五
结语
随着电力市场逐渐完善，储能相关商业模式日渐成熟，探索建立一套适应新能源发展趋势的储能配置机制，将为新能源健康发展注入不竭动力，助力国家能源结构转型和“双碳”目标实现。
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