目录
　　一、顶层设计
　　国家新型储能政策梳理
　　二、各地举措
　　地方新型储能政策概述
　　广东省推动新型储能产业高质量发展
　　广东将新型储能打造成战略性支柱产业
　　浙江推动新型储能高质量发展 有序释放庞大市场空间
　　三、问题与对策
　　工业和信息化部苗长兴：将从四方面推动储能产业高质量发展
　　两会代表委员热议：破除新型储能规模化应用“三座大山”
　　全国人大代表、美的集团副总裁钟铮建议 多举措支持新型储能产业发展
　　新型储能如何高质量发展？
　　优化储能产业发展生态 推动储能产业高质量发展
　　新型储能发展呈现三大趋势
　　我国新型储能发展问题分析与政策建议
　　新型储能产业发展存在的问题及建议
　　四、境外之鉴
　　国外新型储能政策研究
　　 
　　 编者按：新型储能一般指除抽水蓄能外，用于电力存储的一类新兴储能技术，主要包括锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、储热（冷）等。储能又可分为短时储能和长期储能，短时储能进一步细分为抽蓄和飞轮、压缩空气储能、锂（钠）离子电池、液流电池、电动汽车等新型短时储能，长期储能主要包括氢储能，也是新型长期储能。新型储能具有形式多样、布置灵活、响应快速等特点，技术经济性正快速进步，是提升电力系统灵活调节能力的必然选择和重要支撑。
　　 
　　 
　　顶层设计
　　 
　　【国家新型储能政策梳理】
　　我国储能产业起步较晚，在“十三五”到“十四五”规划中，储能概念才被提出。但自《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》政策出台，加上双碳战略的提出，储能产业迎来了蓬勃发展期。
　　在国家层面，近年来，国家从加强产业引导、加大技术创新、规范行业管理、健全市场机制、强化调度运用等方面，出台多项支持新型储能发展的政策措施，推动新型储能由商业化初期向规模化发展。国务院国资委、国家发改委、工信部等部门释放出加大力度发展战略性新兴产业的信号，新型储能作为支撑新能源大规模发展的重要装备，已成为我国战略性新兴产业。
　　目前，我国新型储能规划的装机容量很大，新型储能产业处于迈入规模化发展的关键阶段，面对如此规模的新增储能容量，国家的重心逐渐转移到推动新型储能技术性和创新性发展上来。2022年2月，《新能源基地跨省区送电配置新型储能规划技术导则》（征求意见稿）发布，这是我国实施的标准中首次明确储能配比的部分重要原则，提出评价中需考虑的关键参数，也是国家层面出台的首份指导新能源装配规模的技术准则。国家能源局还表示会加快推进新型储能标准体系建设，推动储能领域涉安全强制性标准研制，这表明我国新型储能的技术标准体系已形成轮廓。
　　全国各地的新型储能规划推动了国内储能装机容量的增长，但新型储能的收益来源模糊，一直是制约其进一步发展的瓶颈。因此，除了储能技术性、创新性以外，其商业化进程也是政府的关注点。2022年2月13日，国家能源局发布对十三届全国人大代表第BH0108号建议的答复，答复中提到，国家高度重视并推进健全新型储能价格和市场机制，将会安排中央预算内投资支持储能技术产教融合创新平台的建设。
　　在以往的政策中，也能体现出国家对于电价和辅助服务市场的重视程度。首先是电价政策方面：2021年印发的《关于进一步完善分时电价机制的通知》提到各个地区应按照当地实际情况，合理划分电价的峰谷时段，除此之外还建立尖峰电价，有效扩大峰谷价差，为用户侧储能优化了商业环境；2022年印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》指出对于不同的应用场景，建立不同的价格机制；同年印发的《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》中规定，独立储能给电网供电不承担输配电价，该政策降低了独立储能电站的运维成本。
　　然后是储能参与辅助服务的政策：2021年印发的《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》中提到，支持新型储能参与辅助服务；2023年印发的《2023年能源监管工作要点》中，要求要完善用户参与辅助服务分担机制，建议所有用户为调频、调峰等辅助服务买单，降低储能项目回本年限。
　　（摘自《新型储能政策分析与建议》，《储能科学与技术》2023年第6期；《新形势下新型储能发展趋势的思考》，《中国能源报》2023年11月20日）
　　 
　　 
　　各地举措
　　 
　　【地方新型储能政策概述】
　　在地方政府层面，各地纷纷出台新型储能发展政策、规划，比如：广东省明确要将新型储能产业打造成为广东“制造业当家”的战略性支柱产业，提出到2025年全省新型储能产业营业收入达到6000亿元，到2027年全省新型储能产业营业收入达到1万亿元，装机规模达到400万千瓦；2023月6月江苏省发改委印发《新型储能项目高质量发展的若干措施（征求意见稿）》。到2027年，全省新型储能项目规模达到500万千瓦左右。其中，全省电网侧新型储能项目规模达到350万千瓦左右；全省用户侧新型储能项目规模达到100万千瓦左右；全省电源侧新型储能项目规模达到50万千瓦左右；山东省出台支持新型储能参与电力现货市场和容量补偿等政策，山东省已成为我国新型储能装机规模第一的省份。国家和地方政策将新型储能作为战略性新兴产业大力推进，将推动我国新型储能产业快速发展。
　　近两年全国多个省份还修订了新电力辅助服务管理实施准则，拓宽辅助服务渠道，积极探索黑启动、爬坡、转动惯量等服务类型。
　　为促进储能商业化进程，仅依靠国家层面的鼓励政策是不够的，还需要实质性的补偿机制。因此全国多个省份纷纷出台新型储能补偿政策：①从补贴政策发布的区域看，浙江、广东、江苏等东南沿海经济发达地区出台补贴政策数量较多；②从补贴金额最高额看，重庆、长沙储能补贴最高金额均高达1000万元，其中，重庆市引导新能源配储是为了提高本地区新能源消纳水平，长沙则是为了完善新型储能材料产业链从而降低储能成本；③新型储能的补贴政策主要以用户侧为主，同时应用场景大多为光伏配储能，补贴方式主要有放电补贴、容量补贴以及投资补贴。
　　（摘自《新型储能政策分析与建议》，《储能科学与技术》2023年第6期；《新形势下新型储能发展趋势的思考》，《中国能源报》2023年11月20日）
　　 
　　 
　　【广东省推动新型储能产业高质量发展】
　　日前，广东省人民政府办公厅正式印发《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》（以下简称《意见》），从加大新型储能关键技术和装备研发、推动新型储能产业壮大规模提升实力、创新开展新型储能多场景应用、提升新型储能产业质量安全管理水平、优化新型储能产业发展政策环境等方面提出具体措施，旨在将新型储能产业打造成为我省“制造业当家”的战略性支柱产业。
　　政策背景：新型储能产业处于全国领先地位
　　储能是新能源发展的关键要素，是新型电力系统的重要组成部分，在“双碳”目标下，新型储能产业具有良好发展前景，迎来重大发展机遇。广东省委、省政府高度重视新型储能产业发展，明确要以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻落实党的二十大精神，认真贯彻落实省委十三届二次全会和省委经济工作会议精神，坚持实体经济为本、制造业当家，将新型储能产业打造成为我省“制造业当家”的战略性支柱产业。
　　广东省储能电池产业基础较好，覆盖了储能电池材料制备、电芯和电池封装、储能变流器、储能系统集成和电池回收利用全产业链，新型储能产业处于全国领先地位，具备全球竞争力。2022年，广东省新型储能产业营业收入约1500亿元，装机规模达到71万千瓦。为更好抢抓新型储能产业发展重大机遇，我省在深入调研和广泛听取意见的基础上，制定《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》（以下简称《指导意见》）。
　　主要内容：坚持问题导向、目标导向
　　《指导意见》坚持问题导向、目标导向，从加大新型储能关键技术和装备研发等方面提出措施。
　　一是加大新型储能关键技术和装备研发。针对储能电池成本高循环次数少等问题，提出提升锂离子电池技术、攻关钠离子电池技术、融合能源电子技术、突破全过程安全技术、创新智慧调控技术、发展氢储能等技术、开展储能前瞻技术研究等7条政策措施。如针对锂离子储能电池安全性、经济性有待提升的问题，支持开发超长寿命、高安全性、全气候储能锂离子电池，提升锂电池容量极限，推进新型体系锂电池研发和应用。
　　二是推动新型储能产业壮大规模提升实力。针对新兴储能领域布局有待加强、控制芯片及部件进口依赖等问题，提出优化锂电池产业区域布局、加快发展钠离子储能电池产业、提升储能控制芯片及产品供给能力、培育发展电解水制氢设备产业、前瞻布局多元化储能领域、梯度培育新型储能企业、加大优质企业招商引资力度等7条政策措施。如针对氢能产业化水平有待提高问题，提出加快推进质子交换膜电解水制氢装置重点项目建设，支持阴离子膜碱性、高温固体氧化物电解水制氢装备研制和中试生产。
　　三是创新开展新型储能多场景应用。针对广东省新型储能装机市场有待拓展等问题，提出积极开拓海外储能市场、拓展“新能源+储能”应用、推进定制化应用场景、推进虚拟电厂建设、鼓励充换电模式创新等7条政策措施。
　　四是提升新型储能产业质量安全管理水平。针对新型储能产业安全风险管控机制有待完善、储能行业标准体系不完备等问题，提出加强全过程安全管控、制定安全技术标准、建立信息化监管平台等3条政策措施。
　　五是优化新型储能产业发展政策环境。针对新型储能产业中新兴领域技术有待突破、新型储能电站尚未形成成熟盈利模式等问题，提出加大科技研发支持力度、构建国际市场服务支撑体系、完善新型储能电力市场体系和价格机制、加大财政金融支持等4条政策措施。如在完善新型储能电力市场体系和价格机制方面，提出建立健全新型储能参与电能量和辅助服务市场交易机制、动态调整峰谷电价等措施，为新型储能发展创造空间。
　　六是保障措施。主要包括加强组织领导、加强人才保障、支持重大项目建设等。
　　发展目标：2027年全省新型储能产业营业收入达到1万亿元
　　在指导思想方面，《指导意见》提出，坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，服务和融入新发展格局，以碳达峰碳中和为目标，抢抓新型储能产业发展的战略机遇期，坚持市场主导与政府引导相结合，坚持研发创新与推广应用相结合，坚持合作引进与重点培育相结合，坚持创新机制与安全保障相结合，推动创新链、产业链、资金链、人才链深度融合，着力构建技术、市场、政策驱动良好局面，将广东打造成为具有全球竞争力的新型储能产业创新高地，为服务我国能源发展战略作出广东努力、广东贡献。
　　在发展目标方面，《指导意见》提出到2025年，实现新型储能产业链关键材料、核心技术和装备自主可控水平大幅提升，全产业链竞争优势进一步凸显，市场机制、标准体系和管理体制更加健全，大型骨干企业规模实力不断壮大，产业创新力和综合竞争力大幅提升等发展目标，全省新型储能产业营业收入达到6000亿元，年均增长50%以上，装机规模达到300万千瓦。到2027年，全省新型储能产业营业收入达到1万亿元，装机规模达到400万千瓦。
　　保障措施：加强人才保障，支持重大项目建设
　　加强组织领导。充分发挥制造强省建设领导小组作用，强化部门协作和上下联动，协调解决产业发展中的重大事项和重点工作，形成工作合力。成立广东省新型储能产业发展专家咨询委员会，为产业发展的重大问题、政策措施开展调查研究，进行评估论证，提供咨询建议。充分发挥新型储能产业科技联盟、行业协会和服务机构的协调作用，打造支撑产业发展的高水平科技服务平台和高端智库。
　　加强人才保障。加强新型储能产业人才开发路线图研究，省相关高层次人才引进计划将新型储能产业列入重点支持方向，加快从全球靶向引进高端领军人才、创新团队和管理团队，加大储能领域战略科技人才、科技领军人才培育力度。强化储能技术、储能材料、储能管理等学科专业建设，支持省内有关高校围绕产业需求新增储能技术相关博士点3-5个，硕士点7-10个，扩大相关学科专业本硕博培养规模。开展新型储能产教融合试点，加强省级储能技术产教融合校外实践基地建设。落实国家有关税收优惠政策，鼓励各市在户籍、住房保障、医疗保障、子女就学、创新创业等方面对新型储能产业人才给予优先支持。
　　支持重大项目建设。新型储能产业重大建设项目优先列入省重点建设项目计划，对符合条件的项目新增建设用地、能耗指标由省统筹安排；建设项目污染物排放总量指标原则上由所在地市解决，地市确实无法解决的再由省层面统筹协调。坚持“三年工程瞄准两年干”，发挥并联审批机制作用，全力以赴抓新型储能产业项目，努力形成更多实物工作量。落实省加快先进制造业项目投资建设政策措施，对符合条件的新型储能产业项目按照新增实际固定资产投资额对所在地政府予以奖励。省财政对新型储能产业链重点产业化项目给予支持，对符合条件的新型储能技术改造项目按规定给予事后奖励。
　　（摘自《广东省推动新型储能产业高质量发展》，《广东科技报》2023年4月7日）
　　 
　　 
　　【广东将新型储能打造成战略性支柱产业】
　　11月8日，国内首个能源电子博览会（2023能源电子产业大会）在珠海召开。能源电子产业是电子信息技术和新能源需求融合创新产生并快速发展的新兴产业，主要包括太阳能光伏、新型储能电池、重点终端应用、关键信息技术及产品（即“光储端信”）等领域，是实现碳达峰碳中和目标的中坚力量。
　　中国证券报记者从博览会现场获悉，在珠海，一大批企业正在集聚技术、资金、创新资源向新一代信息技术与新能源产业领域进军。广东省工信厅有关负责人表示，广东力争将新型储能产业打造成广东省“制造业当家”的战略性支柱产业。
　　发展态势良好
　　11月8日，广东省工业和信息化厅党组成员、副厅长吴红在2023能源电子产业大会上表示，广东高度重视新型储能的产业发展，力争将新型储能产业打造成为广东省制造业当家的战略性支柱产业。2023年1-9月，广东省新型储能产业实现营业收入近2890亿元，同比增长7.3%。
　　“目前，广东覆盖了电池材料、设备、电芯、储能变流器、储能系统及电池回收利用的产业链各环节。广东在政策供给、技术研发、项目引进、利用拓展等方面精准发力，新型储能产业发展呈现了良好的态势。”吴红介绍。
　　今年1月，工业和信息化部等六部门发布《关于推动能源电子产业发展的指导意见》，提出到2025年，产业技术创新取得新突破，产业基础高级化、产业链现代化水平明显提高，产业生态体系基本建立。高端产品供给能力大幅提升，技术融合应用加快推进。能源电子产业有效支撑新能源大规模应用，成为推动能源革命的重要力量。到2030年，能源电子产业综合实力持续提升，形成与国内外新能源需求相适应的产业规模。产业集群和生态体系不断完善，5G/6G、先进计算、人工智能、工业互联网等新一代信息技术在能源领域广泛应用。
　　中国电子信息产业发展研究院总工程师秦海林表示，《指导意见》提出推动以“光储端信”为核心的能源电子全产业链协同和融合发展，提升新能源生产、存储、输配和终端应用能力，将有力促进电子信息技术和新能源需求融合创新。此外，还将促进产业智能、绿色、安全发展，推动新技术新产品重点终端市场应用。
　　形成完整产业链条
　　珠海市委常委、珠海市政府党组成员覃春表示，在新型储能产业发展方面，珠海具备良好的产业基础优势。目前，珠海正聚力攻坚发展新型储能产业，现已初步构建起了从上游矿产加工、电池材料、装备制造到电芯制造、系统集成的完整产业链条，同时布局液流储能、钠离子电池等领域。
　　据介绍，今年1-9月，珠海市新型储能产业产值约141亿元，同比增长24%;装机规模新增3.3万千瓦，同比增长230%。
　　珠海具备优质的产业载体。“珠海是粤港澳大湾区布局锂电上游材料产业的首选地，目前正在谋划和建设锂电池产能的锂电上游材料专业园，并且与共建‘一带一路’国家很多矿产资源企业建立了稳定联系，可为华南地区锂电中下游企业，提供强稳定、高安全的供应链保障。”
　　覃春表示，珠海一直注重政策引导产业发展，近年来在重大制造业项目引进、重点产业发展、科技创新、团队人才以及独角兽企业的扶持方面出台了一系列的政策。特别是今年为了发展新型储能产业，又先后出台了《珠海市推动新型储能产业高质量发展工作方案》《珠海市支持新型储能重大项目建设工作指引》等政策性文件，对重大项目实行“一企一策”制度。目前，珠海储能领域已形成完备的政策体系，也有充足的产业用地支持新企业、新项目的发展。
　　（摘自《广东将新型储能打造成战略性支柱产业》，《中国证券报》2023年11月9日）
　　 
　　 
　　【浙江推动新型储能高质量发展 有序释放庞大市场空间】
　　当前，随着以新能源为主体的新型电力系统的推进建设，新能源装机容量激增，波动幅度大、间歇性强，会对电网安全稳定运行造成冲击。如何把随机波动性的新能源转变为稳定可靠的能源供给，储能大有可为。能源安全事关国家安全、经济发展、民生福祉，推进先进储能技术规模化应用，将成为支撑能源转型“弯道超车”的重要手段，也将为能源安全供应增加一把保险锁。
　　此前，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（以下简称“指导意见”）提出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能装机规模达3000万千瓦以上，届时新型储能装机规模将接近当前的10倍。
　　近日，浙江省发展和改革委员会、能源局发布了《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》（以下简称“实施意见”），提出加快新型储能技术创新，建立健全配套机制，实现新型储能高质量发展。这也是浙江能源电力发展史上首个推动储能发展的省级文件。
　　政策层层加推，将促使新型储能产业发展迎来新的历史机遇。
　　新型储能规模化发展的“理想”与“现实”仍有差距。加快新型储能发展是提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措。我国储能产业发展在2020年实现了重大突破。
　　2020年，我国电化学储能新增规模首次突破吉瓦大关，是2019年同期的2.4倍；已投运的新能源发电侧储能规模相比2019年也有大幅度提升，同比增长438%。未来新型储能还将呈现爆发式增长。
　　但进入新阶段，新型储能规模化发展也面临新挑战。当前储能发展运营过程中，仍存在电站运行模式单一、状态评估手段缺乏、安全防控体系不完善及市场交易机制不健全等问题，技术及机制瓶颈也导致储能成本居高不下，难以充分发挥储能在新型电力系统中的作用。
　　在发电企业方面，目前全国多省市出台了“新能源+储能”地方政策，但落地执行难，主因是新能源配套建设储能会增加超过9%的初始投资，同时储能盈利空间还待挖掘，运维管理成本高，在缺少政策强约束的情况下，新能源发电企业投资意愿不强烈。
　　在电网企业方面，电网侧储能电站作为保障性、替代性的基础设施的定位尚不明确，其上网电价、充电电价缺乏统一的价格形成机制，在现货市场、辅助服务市场中缺乏主体地位，储能电站调节价值难以兑现，成本疏导机制尚不健全，电网公司无法大规模投建。
　　在整体环境方面，《指导意见》提出“明确新型储能独立市场主体地位”，释放了推动储能全面市场化的积极信号，但对于储能参与中长期交易、现货和辅助服务等的市场规则，尚缺乏统筹规划和顶层设计；对于储能电站系统效率、实际功用，尚缺乏完整有效的建设标准、安全准入和技术监督体系。
　　总的来看，当前储能发展速度与电力系统需求还不完全适应，新型储能产业的各方内生动力还未得到有效激发，产业发展的良好生态尚未形成。“理想”与“现实”之间的差距，依然存在。
　　一、浙江积极探索新应用场景和商业模式
　　2021年以来，正打造国家电网新型电力系统省级示范区的浙江积极探索新型储能发展模式，努力激活储能资源价值。目前，浙江已催生出“新能源+储能”联合运营、共享储能、储能并网“一站式”服务等新业态新模式，实现点上开花。
　　政策先行，2021年年初，国网衢州市供电公司率先推动地方政府出台全省首个“新能源+储能”相关支持政策，明确新能源企业优先采用租用或购买服务等形式配用储能，发挥储能站“一站多用”共享功能。9月，海宁市出台《关于加快推进新能源储能配置的指导意见》，鼓励新建的新能源项目按10%~20%配置储能，储能时长不少于两小时。宁波各区县个性化支持政策相继推出，在部分区县深化政策细则，鼓励已建成光伏项目增配储能。杭州湾新区发文要求不低于装机容量20%配置储能、储能时长2小时及以上。
　　国网浙江兰溪市供电公司从储能系统建设成本、运维成本、运营收益3个维度，促进储能市场化定价机制建立，形成乡村助推型、大众普惠型、共享收益型3类商业套餐，分别对应乡村振兴战略下的光伏扶贫项目、稳定经营型项目、投资收益型项目，通过“行政+市场”储能配额发展机制，降低新能源用户配置储能的技术门槛、经济成本和安全风险。
　　国网绍兴市上虞区供电公司立足用电数据构建“储能潜力指数”，挖掘潜在的储能意向用户及效益较高的储能建设场景，且验证显示准确率超过90%，为绍兴卧龙电机驱动集团公司定制了储能方案，预计年差价收益131.6万元，5.2年回本盈利。
　　国网湖州供电公司探索拓宽储能成本疏导路径，与以环保为主业的央企中节能（长兴）太阳能科技有限公司签署战略合作协议，打造示范项目，推动储能成本分摊与疏导，助力解决储能发展“堵点”。
　　发展新能源，山区的特性影响也非常明显。偏远山区新能源资源富足，但同时电网网架薄弱，现有电网结构尚不能完全满足大规模新能源接入的需要。同时山区耕地资源稀缺，在国土资源规划日趋加严、输电通道走廊资源愈加稀缺的情况下，无法完全依靠“大基地+大电网”的方式支持新能源发展与消纳。
　　针对山区就地消纳能力有限的难题，丽水在山区的新能源资源集聚地，协商开发业主改变传统升压站的建设方案，共建“风光水储”一体化能源汇集站，挖掘光与风、光与光、风与风之间的互济支援能力。据测算，风光互补可有效降低一半以上的调峰需求；风光与典型负荷曲线匹配后，一天仅有13%的发电量需要被调峰，而光伏、风电独立则分别有44%和28%的电量需要被调峰，通过储能提升风光水荷跨时空互济能力，缩小了调峰缺口。
　　放眼浙江，一批新型储能应用试点示范项目正在建设中。国网浙江电力密切跟踪掌握储能电站最新技术发展动态，建设新型储能电站标准体系，完善消防安全技术标准。此外，氢电耦合等典型应用也相继落地，全国首个海岛“绿氢”综合能源系统示范工程在台州大陈岛开建，为可再生能源制氢储能、氢能多元高效互联应用提供示范样板，浙江新型储能产业正逐步迈向规模化。
　　二、浙江新政为储能市场创造更大想象空间
　　随着《实施意见》的提出，新型储能发展中的诸多共性难题有望得到纾解。省级政策的出台，也为新型储能产业发展创造了更为庞大的市场空间。2021年至2023年，浙江计划建成并网100万千瓦的新型储能示范项目，“十四五”期间力争实现200万千瓦左右新型储能示范项目发展目标。
　　国网浙江电力相关储能研究专家表示，新型储能产业要实现规模化发展，资金、安全、商业模式创新缺一不可。资金关系着投资主体的积极性，安全关乎产业的健康发展，商业模式创新维系着产业的可持续性。
　　浙江将完善制度支撑，优化储能技术标准体系，实现对储能项目运营情况的全方位监督、评价，联合相关部门明确新型储能产业链各环节安全责任主体，强化消防安全管理，提升安全运行水平。
　　在资金支持上，明确对相关项目进行一定补贴，并鼓励各地创新新型储能发展商业模式、研究出台各类资金支持政策，金融投资机构为示范项目提供绿色融资支持，鼓励引导产业资金注入产业，采用多种手段保障资金需求，支持引导新型储能通过市场方式实现全生命周期运营。
　　深化电力市场化改革也将改善资金问题。浙江将通过支持新型储能作为独立市场主体参与中长期交易、现货和辅助服务等电力市场，确定新型储能参与中长期、现货等电能量市场，调峰、调频等辅助服务市场的技术标准、交易机制和价格形成机制等，推动储能逐步通过市场实现可持续发展。
　　从商业模式上看，浙江将支持“微网+储能”“新能源+共享储能”等电源侧储能项目建设，鼓励新增的海上风电、集中式光伏电站综合新能源特性、系统消纳空间、调节性能和经济性等实际因素，建设新型储能或购买服务；鼓励集中式储能电站为新能源提供容量出租或购买服务；鼓励燃煤电厂配套建设新型储能设施，与燃煤机组联合调频，提升综合竞争力。
　　在电网侧，明确尚未纳入输配电价核价的已建、新建电网侧储能项目，纳入本次政策支持范围。同时积极支持用户侧储能建设，鼓励企业用户或综合能源服务商根据用户负荷特性自主建设储能设施，充分利用目录分时电价机制，主动削峰填谷，优化区域电网负荷需求。
　　值得一提的是，业内人士认为峰谷价差是储能投资的风向标。分时电价机制的实施，进一步拉大了峰谷价差，也将为储能投资带来更多可能。
　　此外，浙江还将着力推动独立储能建设，研究利用淘汰或退役电源、变电站既有线路和设施建设独立储能电站，鼓励电源、电网、用户侧租赁或购买独立储能设施提供的储能服务。
　　截至目前，浙江已有8个地市和所有县出台了地方“新能源+储能”发展政策，支持新型储能示范项目建设。全社会各方共建共享共赢的生态有望加速形成，呼应新型储能产业发展的新时代和巨大价值空间，拉近“理想”与“现实”间的距离。
　　（摘自《浙江推动新型储能高质量发展 有序释放庞大市场空间》，《新能源科技》2022年第1期）
　　 
　　 
　　问题与对策
　　 
　　【工业和信息化部苗长兴：将从四方面推动储能产业高质量发展】
　　11月9日，2023世界储能大会在福建宁德召开，工业和信息化部装备工业一司一级巡视员苗长兴在开幕式环节发表演讲。苗长兴表示，我国储能产业规模快速扩大，2022年我国锂离子电池储能产业链产值已接近2000亿元。2023年上半年，新投运新型储能装机规模达到863万千瓦，相当于此前历年累计装机规模总和。
　　苗长兴分析了储能产业的现状和发展趋势。
　　第一，在政策引导和市场需求的双重驱动之下，企业积极的涌入赛道，储能产业投资很火热。
　　第二，技术路线百花齐放，新型储能累计装机快速增加。
　　第三，示范应用示范推广不断深入，像锂离子电池液流电池等单个项目的工程规模也在逐步的提升。
　　第四，应用场景多点开花，电源侧和电网侧占据主导地位。
　　第五，美国、欧盟等出台相关的法规和战略计划，推动本地能源安全和绿色低碳发展。
　　苗长兴进一步表示，储能产业发展虽然前景十分广阔，但是目前还是面临的一些矛盾和不确定性。归结起来看，可能有这么三个主要的矛盾或问题。
　　第一个，在构建以新能源为主体的现代能源体系和新型电力系统当中，储能产业究竟发挥什么样的作用？只有进一步明确储能的发展定位，尤其是它的核心需求，探索出一个可持续的商业模式，万亿赛道才能真正落地，才能照进现实。
　　第二个是技术路线问题。到底兼具安全、高效、经济的储能技术是什么？或者说从近期到远期去做一个规划，结合应用场景分析，能不能做出一个技术路线图去推导一下应该是什么样的技术的趋势。怎么去从国家层面上做好技术的研究和布局，不断去夯实优势。
　　第三个是安全发展问题，就是关于产品的安全。如果按照报道的产能规划去建设的话，到2025年实际上产能利用率它还是一个比较明显的问题。怎么能够统筹发展和安全，能够把整个行业的有效对立恶性竞争，能够有效的协调经济成本和产品可靠性，这个还是需要去思考。
　　此外，苗长兴还对宁德市发展储能产业的建议。
　　苗长兴表示下一步，工业和信息化部将与有关各方共同推动储能产业高质量发展。
　　第一，加快提升产业创新能力。要发挥宁德时代等龙头企业的引领带动作用和全球化的资源资源优势，推动先进产品走向全球。
　　第二，强化需求牵引，依托龙头企业探索新产品、新业态、新模式，不断孵化新新的增长极。
　　第三，加强优势产业的互动赋能，推动产业融合发展，瞄准优势产业高质量发展。
　　第四，强化区域协同，发挥比较优势，推动和其他地区的资源要素互补联动发展。就是既要关注宁德福建，同也要放眼全国和全球。
　　（摘自《工业和信息化部苗长兴：将从四方面推动储能产业高质量发展》，北极星储能网2023年11月10日）
　　 
　　 
　　【两会代表委员热议：破除新型储能规模化应用“三座大山”】
　　随着“双碳”目标的推进，我国新型储能产业迎来了前所未有的发展窗口期，从政策体系、技术创新、市场需求，到产业链和标准体系建设均实现跃升突破。截至2022年底，全国投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，较上一年增长110%以上。
　　尽管行业发展迅速，但商业化依然充满坎坷。安全困境犹存、成本疏导难、新能源配储利用率低，仍是困扰新型储能规模化发展的“三座大山”。今年全国两会期间，多位代表委员精准把脉行业发展难点、痛点，纷纷建言献策。
　　安全困境犹存——引导电池储能迈向“核电级安全”
　　储能对新型能源体系和能源转型有多重要，它的安全发展就有多紧迫。2022年，美国、韩国、中国发生超过十起储能电站起火爆炸事故，以锂电池为代表的储能电站安全已成行业亟须解决的关键问题。
　　“国内电池储能产业快速增长，但产品良莠不齐，对大容量电池储能系统并网运行带来新的安全可靠性挑战。”全国政协委员、宁德时代董事长曾毓群建议，参照核电级安全，建立以失效概率为依据的电池储能系统安全分级评估体系，并将该体系纳入重大项目招标条件，引导电池储能迈向以“核电级安全”为标杆的高质量发展。与此同时，加强电池储能数据的统计、发布、共享。国家储能平台数据分级分类面向电池企业有序开放，以便电池企业支持建立更为准确的储能电站安全预警模型，为储能电池产品的不断优化提供数据支撑。
　　储能供应链安全也面临严峻挑战。去年持续的锂电材料供应短缺、价格大幅波动给产业健康发展带来较大不确定性。“上游资源端往往无法匹配下游电池端的扩产速度。以锂为例，一个成熟的锂矿项目需要2年左右才能建设投产，不成熟的项目甚至需要5年至8年。且项目大多在海外相对欠发达地区，除常规建设外，还要重新建设发电站、运输路线等基础设施。”全国人大代表、赣锋锂业董事长李良彬建议，给予出海企业一定的政策或资源支持，在不弱化监管的前提下优化审批制度，推进对外投资合作各项业务便利化，缩短项目的投资建设周期。同时大力发展锂电池回收技术，尽早实现电池回收再利用。
　　“当前新型储能在原材料、非锂储能技术装备等个别关键环节还需要补强打通，供应链稳定性水平也有待提升。”全国政协委员，中国能建党委书记、董事长宋海良建议，围绕新型储能全产业链不同环节，支持培育一批新型储能“专精特新”企业，带动产业链上下游高水平协同发展。
　　成本疏导难——容量电价呼声再起
　　目前，全国多地将配建储能作为新能源场站并网或优先调度的前置条件，但建设成本往往由新能源企业单一市场主体承担，影响了项目投资积极性。
　　全国政协委员、正泰集团董事长南存辉建议，合理疏导储能成本，合理界定输配电服务对应的储能成本，并将其纳入输配电定价成本构成范围，并推动发电侧储能的运行和价格政策制定。
　　宋海良同样呼吁，探索建立新型储能容量补偿机制和容量市场，合理体现储能设施的装机经济效益。
　　2022年全国两会期间，曾毓群在提案中就指出，针对抽水蓄能国家已出台了容量电价机制，但对于发展空间更大的新型储能，却无法同等享受容量电价政策，面临不公平竞争，发展速度和质量严重受限。建议参照抽水蓄能建立适用新型储能特点的容量电价政策，给企业形成稳定合理的收益空间。
　　储能企业代表接力建议，持续呼吁新型储能容量电价政策落地，已有反馈。去年8月，山东印发《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》明确，对示范项目参与电力现货市场给予容量补偿。今年1月，新疆发改委发布《贯彻落实党的二十大精神 推进我区新型储能绿色低碳高质量发展》文章，明确给予新型储能与抽水蓄能相同容量电价机制，建立新型储能价格疏导机制，由源、网、荷共同承担储能发展成本。
　　无独有偶。3月1日，湖南发布全国首个容量交易试点方案，发布了新型储能容量市场化新交易品种，推动风电、集中式光伏等新能源与新型独立储能进入容量市场进行交易，省内63万千瓦储能企业将参与该交易，全年预计疏导储能成本2亿元。
　　新能源配储利用率低——深挖新型储能融合协同价值
　　中国电力企业联合会此前发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，新能源配储等效利用系数仅为6.1%，储能项目“建而不用”问题突出。
　　“目前，国内储能电站的商业模式较为单一。发电侧配置储能电站主要依靠减少弃电率，提升发电效率增加收益；用户侧共享储能电站收益主要来自峰谷价差，由于峰谷价差受到电价波动以及电网代购电的影响，整体收益不稳定。国外储能电站的大部分收益来自电力市场交易，国内目前无法直接参与电力现货交易，储能电站收益来源单一。”全国人大代表、天能控股集团董事长张天任坦言。
　　换而言之，新型储能规模化发展，亟需“有身份”“有活干”“有钱赚”。宋海良指出，当前新型储能在电力系统应用的稳定商业模式还未完全形成。建议加大力度支持企业探索新型储能在支撑新能源基地规模化外送、缓解电力供应压力、提升新能源就地消纳能力等应用场景中的一体化解决方案，深度挖掘新型储能融合协同价值。对企业探索共享储能商业模式给予适当政策倾斜。做好储能参与各类市场的统筹设计，实现有效衔接，引导独立储能运营商形成多元化的成本疏导和盈利途径。
　　全国政协委员，中国华能集团党组书记、董事长温枢刚建议，因地制宜发展新能源配储能，要以市场化方式引导各类主体投资建设，鼓励新能源基地集中配置储能，积极发展共享储能、电网侧储能、用户侧储能。同时，推动已出台的政策落地见效，明确储能市场定位，推进源网荷储一体化和多能互补发展，形成可持续的商业模式。
　　（摘自《两会代表委员热议储能高质量发展：破除新型储能规模化应用“三座大山”》，《中国能源报》2023年3月13日）
　　 
　　 
　　【全国人大代表、美的集团副总裁钟铮建议：多举措支持新型储能产业发展】
　　近年来，美的集团在稳固家电核心业务的同时启动第二引擎，其中储能是第二引擎涉及的主要内容。全国人大代表、美的集团副总裁兼首席财务官钟铮近日在接受中国证券报记者采访时介绍，今年她将提出关于新兴储能产业的建议，通过建立储能碳积分制度、出台金融支持和财税减免政策等措施，激励新型储能产业健康快速发展。此外，她还关注高端制造、数字化等领域，带来推广电子发票、财税政策促进集团企业加大研发和数字化投入、解决工业机器人核心零部件“卡脖子”问题等建议。
　　新型储能产业发展前景广阔
　　钟铮介绍，近年来，美的集团在稳固家电核心业务的同时启动第二引擎，发力机器人与自动化、楼宇科技、新能源汽车零部件、先进储能等战略性新兴产业，构建第二条增长曲线。
　　对于备受关注的储能行业，钟铮认为，新型储能调节性能优良，建设速度快，不受地域限制。我国新型储能产业发展前景广阔，未来可以形成万亿大市场。目前，新型储能产业处于商业化和规模化发展初期，存在实际利用率不高，未能充分发挥价值，投资回报机制不完善，影响行业投资积极性等问题。
　　为更好地推动新型储能产业健康快速发展，钟铮建议，建立新型储能共享传统抽水蓄能容量电费机制，同时探索储能辅助服务盈利模式；建立储能碳积分制度；出台金融支持和财税减免政策；激励新型储能技术创新，解决共性技术难题；统筹锂资源开发，稳定市场价格。
　　升级空调节能降碳评价指标体系
　　钟铮介绍，美的集团始终坚持以高质量发展为目标，将“科技领先”放在首位，坚持可持续绿色智能制造。近五年来，美的集团研发投入超500亿元，通过“2+4+N”全球化研发网络，建立全球研发规模优势。同时，美的集团大力发展产业互联网，围绕重点产业形成一批具有全球竞争力的产业集群。此外，美的集团聚焦“双碳”目标，加快形成世界级清洁能源产业链集群，培育经济增长新动力。
　　对于制造业高质量发展，钟铮表示，“机器人革命”正影响全球制造业格局。随着机器人行业日益增长，破解“卡脖子”难题更加迫在眉睫。比如，工业机器人中成本占比最高、技术难度最大的核心零部件减速器，约75%的精密减速器被日本企业垄断。针对减速器等核心零部件供应安全问题，钟铮建议出台财税支持政策，引导产业快速发展，形成行业生态，激励技术攻关，打破行业壁垒，并专门针对精密减速器等领域出台持续性的扶持政策，支持企业引进国际顶尖人才。
　　在绿色发展方面，钟铮建议，升级家用空调节能降碳评价指标体系。“空调在满足人民美好生活需要的同时，也产生了大量温室气体排放，其生命周期碳排放主要包括用电间接排放和制冷剂直接排放两部分。”钟铮介绍，未来随着绿色电力比例提升，空调用电间接排放占比将逐步下降，而制冷剂排放占比将逐步上升。建议修订家用空调产品能效标准，优化空调节能降碳评价指标体系，进一步丰富家用空调能效标识涵盖的内容。“家用空调器行业和企业应加大科技投入，将绿色创新、清洁技术融入到产品全生命周期，强化在节能、环保发展方向的新技术布局、研发及产业化，不断提高行业在全球的竞争力和领导力。”钟铮说。
　　加快制造型企业数字化转型
　　公开资料显示，钟铮2002年加入美的集团，先后在集团内不同部门从事财务、审计方面的工作。2022年，钟铮出任美的集团首席财务官，作为一名资深“财务人”，此次她带来两份财务、财政方面的建议。
　　钟铮介绍，电子发票对企业降本增效、推进数字化的助力显而易见。目前，企业涉税凭证全面数字化面临部分场景缺失、各地推广进度不一等问题。为此，钟铮建议，加快电子发票推广速度，尽快扩大试点范围，适时全面开放推广，满足企业全业务环节涉税凭证数字化需求。
　　针对研发创新和数字化面临周期长、投入大、见效慢，导致很多企业投入意愿低的问题，钟铮建议推行以企业集团为单位的高新技术企业认定。“这有利于提升企业研发资源运用灵活度，实现研发资源全盘统筹，提高研发资源投入产出比，推动自主研发加速发展。”钟铮表示。同时，她建议为制造型企业数字化投入出台更多财税政策，减轻企业负担，支持企业数字化转型。
　　（摘自《全国人大代表、美的集团副总裁钟铮建议多举措支持新型储能产业发展》，《中国证券报》2023年3月3日）
　　 
　　 
　　【新型储能如何高质量发展？】
　　11月8日-10日，2023世界储能大会在福建宁德举行，本届大会以“全球视野全新储能”为主题，邀请了相关主管部门，产学研代表探讨储能市场、政策环境、技术创新、场景应用的新路径，共同推动全球储能产业高质量发展。
　　热度：新型储能迎来快速发展的黄金期
　　中国正加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，储能作为电力系统的调节器，在改善新能源系统友好性，加快构建新型电力系统中发挥着重要作用，承担着重要责任。
　　第十三届全国政协经济委员会副主任苏波提出，全球能源结构加快调整，能源体系和发展模式正在进入非化石能源主导的新阶段，而新能源的快速发展也对储能产业加快发展提出了迫切要求，发展新型储能对于消纳新能源、削峰填谷、增强电网稳定性，提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力有重要的支撑作用。
　　国务院参事室高级研究员、国家电力投资集团中央研究院碳中和首席协调官王一莉表示，储能作为加速实现“双碳”目标的关键技术，深刻改变未来电力系统的发展模式和电力格局。在能源革命中储能已经扮演了不可替代的重要角色，对于打造国际能源竞争新优势、加快构建能源行业新发展格局具有跨时代的重要意义。
　　“储能是新型电力系统一体化构建的重要基础，与传统电力系统相比，新型电力系统中新能源比重大幅提升，电力系统的运行机理和平衡机制面临重大转变。电力系统调控运营模式由源随荷动逐步转向源网荷储智能互动，运行特征向源网荷储多元协同转变。储能成为新型电力系统不可或缺的组成部分。”中国华能集团有限公司董事长温枢刚表示。
　　“近年来，全球新一轮科技革命和产业变革蓬勃兴起，新型能源技术正以前所未有的速度迭代升级，成为全球能源转型变革的核心驱动力。新型储能作为构建高比例新能源电力系统的颠覆性技术，在能源革命浪潮的推动下实现了突破性的进展，正从试点示范走向规模化的商用，迎来了快速发展的黄金期。”中国能源建设集团有限公司董事长宋海良表示。
　　思考：行业百花齐放，风险认知不足
　　新型储能发展方兴未艾，不过入局者众多，乱象也随之而来。宁德时代首席科学家吴凯介绍，这几年不单做消费电池和汽车电池的企业开始做储能电池，其他企业也纷纷跨界做储能。行业百花齐放是好事，但是也要看到一哄而上的风险。
　　“储能已从研发示范转向快速商业化推广，储能既涉及生命财产安全，又涉及电力系统运行安全，是一个关键的基础设施，试错成本极高。因此，不能走先追求速度再追求质量的老路，必须一开始就坚持高质量发展。”吴凯表示。
　　工业和信息化部装备工业发展中心副主任刘法旺认为，能源发展有三大矛盾，一是当前能源需求还在持续增长，同时对能源清洁低碳提出要求。隐含着新能源的快速增加波动性和间歇性，可能对电网带来影响和冲击。二是应用场景的多样性和技术路线多元化之间的矛盾，两者之间存在适配的问题。三是安全可靠性和经济可行性之间的关系或者矛盾。
　　中国化学与物理电源行业协会储能应用分会副秘书长兼副主任委员陈永翀表示，储能行业存在一些问题，如新能源侧、电网侧储能市场基准和盈利机制还不建全，成本疏导存在困难。以电网侧共享储能为例，容量租赁和电力市场收益是主要的收益，但容量租赁率和租赁价格偏低。
　　“行业竞争加剧，产业链产能过剩，产品同质化严重等问题突出，部分企业出现停产、减产、大规模裁员等现象。资本市场储能失宠，储能企业市值普遍大幅缩小，部分上市公司利润下降，行业内卷有点儿严重，洗牌的危机已然若现，这需要我们加快技术创新，以及加快电力体制的改革步伐。”陈永翀认为。
　　兴业银行股份有限公司首席经济学家鲁政委也提到，目前新型储能电站的利用率还是比较低，新型储能真实使用成本仍然偏高，市场对储能电站经营的风险认识不足。
　　中国电池工业协会理事长刘宝生表示，要警醒并预判行业存在的短板和可能面临的问题，提前做好前瞻布局。一是合理规划布局产业链供应链，吸取动力电池产业的风险教训，尤其是警惕资本过热造成低端产能盲目扩张；二是加强储能基础研究、技术创新，鼓励多元电化学储能技术攻关，加快长时储能技术突破，着力解决安全运行风险，降低产品成本，满足新型电力系统储能要求；三是加快推进产业标准体系建设，完善各类储能相关标准体系，推动建立产品制造、建设运维、运行监测等环节的安全标准及管理体系；四是探索开发新型储能产业商业模式，降低储能电站建设成本，维护新型储能产业健康发展态势。
　　献策：推动新型储能高质量发展
　　储能行业发展仍需各界共同参与。中国机械工业联合会会长徐念沙建议，突破核心材料、高端前沿材料、装备制造工艺整体发展路径等方面的瓶颈难题，并实现产业化。搭建安全完备的标准体系，加快与国际标准接壤。鼓励社会资本积极参与，锚定新技术装备的验证，试错环节加大对试验基地产业孵化平台的支持力度。
　　“聚焦储能+新模式，服务支撑新型能源体系和新型电力系统建设，全面推进能源网、交通网、数字网、水网、生态网、产业网、文化网七网深度融合。系统研究破解制约能源转型发展的瓶颈问题。”宋海良提出。
　　国家能源投资集团副总经理傅振邦建议，加大鼓励新型储能商业化运行的政策力度，建议国家进一步储能定位，加快出台相关政策，加快推动电力体制改革，和全国统一电力市场体系建设，完善新型储能投资回报和成本疏导机制。进一步完善新型储能技术标准体系，建立健全元网协同推进新型储能建设的机制，深化新型储能技术务实合作，为世界储能科技创新注入新的发展动力。
　　电力规划设计总院常务副院长胡明建议，进一步加强新型储能发展的规定引领，编制中长期新型储能发展规划，合理确定新型储能不同阶段的发展规模，同时要优化布局。推动产学研用一体化发展，加快技术成果转化。进一步完善新型储能价格机制。加快新型储能标准建设步伐，通过工程实践总结提炼，形成一批急需的标准规程规范，让新型储能技术真正做到敢用、能用、用好。
　　“建议加快长寿命储能电池的研发量产，提高质保的标准。大力推进电网侧共享储能的发展。要明确给容量租赁盈利的空间，加快电力容量市场的建设。加快现货市场的建设，电力市场的改革要密切结合目前新型储能电池设备性能的情况进行开展。”鲁政委提到。
　　国际可再生能源署政策建议项目官员冯金磊则表示，首先简化和有效率地审批政策，同时为用户提供低成本融资机会和财政支持，包括出台政府技术和实施标准。在面向未来的储能支持政策框架中，也要关注如何更好地推动循环经济，回收项目也非常重要。
　　（摘自《新型储能如何高质量发展？》，《新京报》2023年11月11日）
　　 
　　 
　　【优化储能产业发展生态 推动储能产业高质量发展】
　　11月9日，2023世界储能大会开幕，本次大会以“全球视野 全新储能”为主题。工业和信息化部装备一司一级巡视员苗长兴在开幕式上表示：“我国储能产业规模快速扩大，下一步，工信部将与有关各方一道，加快提升储能产业创新能力，注重中试验证和场景牵引，优化产业发展生态，共同推动储能产业高质量发展。”
　　储能产业快速发展
　　储能是构建新型能源体系的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、保障国家能源安全具有重要意义。
　　近年来，我国积极推动储能产业创新发展，储能产业技术水平快速提高。具体来看，储能技术多元化发展不断迭代，锂离子电池、压缩空气储能等技术达到国际先进水平；锂离子电池循环次数超过12000次，全钒液流电池进入商业化初期，钠离子电池加快量产步伐。
　　我国储能产业规模快速扩大。2022年我国锂离子电池储能产业链的产值已接近2000亿元，2023年上半年新投运新型储能装机规模达到863万千瓦，相当于此前历年累计装机规模总和。
　　国储能产业生态初步形成。2022年我国储能产业相关企业达到3.8万家。福建、广东、四川等地区储能领域先进制造业集群加快发展。我国储能市场应用场景也在不断拓展，在新能源场站、电网调峰调频、充换电站、工商业等应用场景中，储能由示范试点加速向商业化迈进。
　　储能产业发展具有广阔的市场空间。《2030年前碳达峰行动方案》中明确，积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源，合理配置储能系统。到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。
　　2022年我国锂离子电池储能产业链的产值已接近2000亿元，2023年上半年新投运新型储能装机规模达到863万千瓦，相当于此前历年累计装机规模总和。
　　安全标准亟待补位
　　本次大会发布的新型储能产业发展报告中提出，要提升新型储能安全水平，重点发展电池本质安全控制、故障诊断和预警、高效灭火、储能电站整体安全性设计等关键技术；加快完善新型储能安全标准体系，建设储能电站安全监管平台，加强行业统筹和规范管理。
　　新能源输出具有随机性和波动性，电力系统刚性弱，在需求高峰期对电力系统平衡及资源充足性存在挑战，大量分布式电力电子装备给电力系统带来低惯量挑战，导致电网可靠性与稳定性降低，继续通过储能加大对电网的支撑。
　　目前，主要的储能方式包括抽水蓄能、压缩空气储能以及电化学储能等，其中，锂电池储能在新型储能中占比超过90%，但锂电池的安全性也一直是隐患之一，为此，业内正在研发多种路线的电化学储能技术。
　　分布式储能前景看好
　　在当前背景下，寻求新的市场机会已成业内共识，除了面向集中式电站的大储，面向工商业与户用场景的工商业储能、户储被普遍看好，业内认为分布式储能将复制此前分布式光伏装机超过集中式光伏装机的路径。
　　但是，在迎来机会的同时，分布式储能发展还受到了挑战：一方面，跟工商业主推广储能更加类似于2C模式。另一方面，对于工商业企业主而言，通过能源管理模式投建储能电站，分享到的收益绝对额还比较少，即便是一些高耗能的钢铁、化工企业投建用户侧储能，也更多是受到政策引导的影响，当前还处在示范阶段。
　　户储这两年也呈爆发式增长。特别是在海外，能源危机催化了户储发展, 需求前景向好；屋顶光伏系统的用户会选择加装储能, 户用光储配比呈上升趋势。
　　业内专家认为，可关注配电侧储能机遇，并提到三点观察：一是分布式光伏装机大幅增长，且装在配电和用电上，对原有电网产生较大挑战，随着光伏整县推进，整县配储是趋势；二是大量新建产业园建设需要上新的配电网，园区要能满足大量电动汽车的使用，光储充一体化的零碳智慧园区是大趋势；三是随着物联网、人工智能等新技术的发展，在智慧城市、分布式能源等领域诞生了大量的应用需求，对用电设备提出了“应用升级灵活便捷”的发展需求。
　　（摘自《优化储能产业发展生态 推动储能产业高质量发展》，元一能源（百家号）2023年11月10日）
　　 
　　 
　　【新型储能发展呈现三大趋势】
　　从发展方向看，新能源配建仍将是新型储能发展的主要方向，电动汽车车网互动或将成为用户侧储能的主要形式。
　　新能源配建新型储能作为一种产业政策，有其理论和实践上的合理性，仍将是新型储能发展的主要方向。从理论上看，一方面，新型储能应配建在电力波动大而调节资源不足的地方，从源头上平抑电力波动，才能实现电力系统整体成本最优。风光新能源因其固有的随机性、间歇性和波动性，在新能源场站配建新型储能可以减少弃电、平抑电力波动，实现电力系统的绿色和高效。另一方面，新能源配置新型储能是新能源由跟网型向构网型转变的技术需要，是提升新型电力系统安全的实际要求。从实践上看，近年来风光发电成本快速下降，新能源场站逐渐具备承担一定调节责任的能力，新能源配建新型储能仍将是新型储能发展的主要方向。
　　电动汽车车网互动或将成为用户侧储能的主要形式。一是电动汽车车网互动可提供的调节资源潜力巨大。据估算，2030年我国电动汽车保有量将超过8000万辆，能提供的调节能力可达2.8亿千瓦，占全国统调最大负荷15%以上。二是电动汽车车网互动参与电力系统调节的成本相较于用户侧储能更低。电动汽车车网互动参与电力系统调节作为其交通工具属性以外的附加价值收益，是优于建设用户侧储能的发展方向。
　　从成本上看，新型储能的成本未来有望接近抽水蓄能。
　　近年来锂离子电池储能成本快速下降，未来还有较大的下降空间。在生产规模、制造工艺不断提升以及储能系统高度集成化发展的驱动下，2012年以来锂电池储能系统成本已下降约80%。2023年上半年我国储能系统中标均价已降至1.33元/Wh，较去年全年均价水平下降14%。目前，锂离子电池储能全寿命周期度电成本约为0.5—0.8元/千瓦时，考虑锂离子电池技术发展趋势，其度电成本在2025年有望降至0.5元/千瓦时以下，2030年有望降至0.3元/千瓦时以下。
　　从成本收益上看，新型储能发展应对标以下三个成本：一是对标抽水蓄能成本。抽水蓄能技术成熟，其全寿命周期成本为0.2—0.3元/千瓦时。随着新型储能技术和产业的不断成熟，其度电成本有望接近、达到甚至优于抽水蓄能。二是对标新能源发电成本。储电成本对比弃电成本（新能源发电成本），可以反映新型储能的价值收益。目前，陆上风电、光伏发电的度电成本已低至0.2元/千瓦时，海上风电约为0.5元/千瓦时，新型储能的成本若能接近新能源发电成本，新型储能的价值收益将得到充分体现。三是对标火电调峰成本。我国电力系统调峰主要火电调峰机组提供，目前火电灵活性改造后参与深度调峰的成本低于新型储能。考虑到在碳市场建立后，火电的碳排放将带来额外成本，新型储能也有望接近火电调峰成本。
　　从运行上看，现阶段应尽快推动实现新型储能“统一调度、共享使用”；在市场机制完善后，新型储能可以“自调度”的方式运行。
　　目前新型储能的调度运行机制还不完备，新型储能“建而不用”“建而不调”现象十分普遍，利用率较低。究其原因有三：一是目前我国新能源装机与发电量占比仍不高，系统对新型储能参与调节的需求还不急迫；二是目前新型储能成本回收机制不够完善，现有市场机制未能充分体现新型储能价值，新型储能调用运行的收益有限；三是现有新型储能调度运行机制尚不完备，尤其是大量电源侧储能仍未与电网调度部门建立明确的调度关系。
　　实现新型储能“统一调度、共享使用”，提升新型储能利用率是近期需要重点解决的问题。只有实现对新型储能的“统一调度、共享使用”，才能有效提高新型储能的利用率，从而充分发挥新型储能的价值。在未来电力市场机制完善后，新型储能可作为独立市场主体自主参与全体系电力市场，根据市场价格信号，以“自调度”的形式运行，获得与其价值相匹配的收益。
　　（摘自《新形势下新型储能发展趋势的思考》，《中国能源报》2023年11月20日）
　　 
　　 
　　【我国新型储能发展问题分析与政策建议】
　　一、我国新型储能应用场景与问题分析
　　我国新型储能技术主要应用场景包括电力辅助服务、用户侧电价管理、新能源消纳以及电网输配电服务。
　　电力辅助服务。储能技术响应速度快、调节精度高，与电力辅助服务的需求高度契合。2011年以来，电化学储能就已参与调频辅助服务，并较早实现了商业化运营。近几年随着电化学储能成本的下降和各地辅助服务需求的增加，电化学储能调频项目数量不断增多，其中火电站配置电化学储能提供调频辅助服务已成为当前经济性最高的储能应用模式之一。但相比电能量调节，调频辅助服务市场空间较小，短期内大量储能技术涌入调频市场对调频价格有较大冲击，部分地区储能调频项目收益随之下降。
　　用户侧电价管理。用户侧分时电价是实现负荷削峰填谷，提升系统运行效率，降低发输配各环节成本的重要手段，也为用户侧储能营造了峰谷价差套利的商业模式。但随着各地电力市场化交易的逐步开展，用户侧峰谷电价差也趋于逐时波动，用户侧储能收益的不确定性也日益增大。2021年国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4∶1；其他地方原则上不低于3∶1。随着分时电价政策的完善，工商业储能项目的收益水平有所提升。
　　新能源消纳。发电侧新能源+储能是近年来增速较快的一种储能应用模式。随着风电、光伏等波动性电源渗透率不断提升，局部电网调峰压力凸显，配置储能被视为减少弃电的手段之一。2019年以来，各地对配置储能的新能源发电项目给予政策倾斜，新能源发电侧储能配置规模持续提升，在现行机制下，配建储能成本由发电侧承担，新能源发电企业运营压力不断加大。为提升新能源发电侧储能的经济性，青海、山东、山西等地陆续开始探索新能源发电汇集站配置储能的共享储能、独立储能、容量租赁等建设运营模式创新，以提升新能源配储项目的综合效益。
　　电网输配电服务。合理配置电网侧储能可提升现有输配电线路利用率、减少或延缓新建输配电设施投资。此外，储能还可在电网事故时起到备用电源和应急供电的作用，为电网企业带来多重收益。2019年之前，国内电网企业曾集中建设一批电网侧新型储能，但之后由于输配电定价监审的收紧，电网侧储能商业运营面临政策阻力，相关项目建设相应放缓。
　　尽管总体上看，新型储能在我国发展较快，但其原材料成本、系统融合模式、长时调节能力等问题也日益凸显。新型储能充放电定价、成本疏导、投资监管等政策机制也需持续完善。
　　储能成本。当前新型储能面临严峻的降成本挑战。锂电池是支撑新能源汽车和新型储能产业的关键技术。2021年以来，受市场需求快速增长、上下游扩产周期错配、部分企业囤积居奇以及期货市场不规范等因素影响，碳酸锂、电解镍、电解钴等锂电池上游原材料价格持续上涨，锂电池储能系统设备采购中标单价已从1200元/千瓦时上升至1500元/千瓦时。电池系统占储能电站成本的60%以上，原材料价格上升导致新型储能项目的整体经济性下降，目前部分已招标项目暂缓执行，商业化进程明显放缓。
　　融合模式。虽然我国已明确储能在电力系统中的主体地位，但储能以何种方式、采用何种配置融入系统还存在较大争议。目前新型储能接入系统可分为联合体、独立两类模式。其中联合体模式指储能安装至火电或新能源发电场站内，与发电主体作为整体接入电网。该模式可降低储能电站设计、建设、核准和并网成本，且可沿用常规电力运行调度方式，无需对现有系统运行规则大幅调整。独立模式指储能个体高压侧直接并网。该模式选址更加灵活，可更大程度地发挥储能对缓解电网阻塞、延缓线路投资的作用，有助于平抑局部电网或节点电价波动，实现其更多元的应用价值。两种模式各有优势，具体应用还需根据具体情况分类施策。
　　长时储能。当前火电机组仍是我国电力系统中电能量和灵活性的主要提供者。随着波动性风电和光伏电源比重逐步提升，电量越来越多由新能源发电提供，但新增的调峰、调频、爬坡、惯量等不同时间尺度的灵活性服务需要寻找新的解决方案。当前锂离子电池、液流电池、钠离子电池储能技术进步较快，有望经济、高效地满足小时级等中短时间尺度的灵活性调节需求，但其经济性尚不足以支撑跨日、跨周乃至跨月等长时间尺度的电力系统调节。抽水蓄能、压缩空气储能、氢储能、金属空气电池等技术可实现电力系统的长周期调节，见图5，但也各自地存在选址、技术、产业化方面的问题，且随着调节周期延长，以上四类方式都将面临日益严峻的经济性挑战。
　　二、政策建议
　　（一）准确把握储能定位
　　不同于常规发用电资源，储能本质上提供的是能量转移服务，若将储能纳入发、用电管理，将促使储能更多配置于发用电两侧，影响其在输配电环节的应用价值，也可能导致储能重复支付输配电价、政府性基金及电价附加等问题，因此有必要对储能充放电采用区别于一般发用电资源的定价机制。对于电网侧储能，国外曾提出采用收益积分（Revenue Crediting）的方式，即人为设定储能监管收益和市场收益之间的比例，同时要求电网企业采用向第三方采购储能服务的方式规避市场垄断问题，而第三方运营商可以在保证管制类服务的前提下，利用闲置储能获得市场收益。
　　（二）合理疏导储能成本
　　首先，储能的价值需要通过电力市场不同时点、节点的价格差异来体现，因此推动新型储能发展，就要加快电力现货市场建设，为新型电力系统下各类灵活性资源营造更多元的应用场景和更精确的价格信号。其次，要逐步将辅助服务成本传导至用户侧，近中期参与市场化交易的用户应参与辅助服务费用分摊，未来竞争性市场下过渡至全体用户承担。三是，合理评估新型储能对降低新能源发电基地外送线路及用户侧配电设施投资的作用，鼓励将新型储能技术纳入输配电投资规划，合理界定输配电服务对应的储能成本，并将其纳入输配电定价成本构成范围。
　　（三）加大技术创新力度
　　锂离子电池是目前我国最主要的新型储能技术，但受动力电池需求增长和矿产资源供应的限制，锂离子电池储能成本下降面临较大阻力。因此应加快钠离子电池、液流电池、铅炭电池等多元电化学储能技术攻关，降低关键矿产资源依赖度，突破新型储能降本瓶颈。中长期看，长时储能是实现碳中和的必要支撑。但现有电化学储能技术能量单元小、投资成本高，难以充分满足新型电力系统大规模、长周期储能需求。因此需加快制定长时储能技术路线图，着力推进压缩空气、氢储能、热储能等长时储能技术研发与工程示范，研究制定相应激励政策和市场机制，合理把握不同时间尺度储能技术推广应用节奏。
　　（摘自《我国新型储能发展问题分析与政策建议》，《中国能源》2022年第6期）
　　 
　　 
　　【新型储能产业发展存在的问题及建议】
　　一、存在的问题
　　新型储能是催生能源工业新业态、打造经济新引擎的突破口之一，在构建国内国际双循环相互促进新发展格局背景下，加速新型储能产业布局面临重大机遇。于中国而言，目前储能整体经济性仍然较差，中国储能产业快速发展，但整体规模尚小。但是强配储能政策可有效刺激短期储能需求，储能短期装机有望高速增长。长期来看，风光发电量占比将持续提升，且国家陆续出台政策增厚储能经济效益，储能经济性边际向好，储能产业向市场化、商业化方向发展。目前，新型储能发展还面临以下几项关键问题：
　　一是新型储能成本居高不下，距全面商业化应用还有较大差距。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。
　　二是新型储能价格机制未建立，商业模式仍有待探索。当前只有部分省份对独立共享储能建立了较为明确的市场规则，但相关规则基本只着眼当下，无法长期适用。对于用户侧储能，除峰谷差套利外尚无其他盈利模式；对于电网侧，收益结构不明显。同时，储能产业链尚未形成闭环，储能废旧设施回收利用政策体系仍有待建立完善。总体来看，适合国内储能产业发展的市场机制和商业模式仍有待进一步探索。
　　三是新能源配置储能标准缺失，监管难度加大。没有价格标准的限制，储能设备成本对于盈利能力有限的新能源发电项目造成极大压力，从实际情况来看，目前缺乏统筹规划和管理，小规模的储能难以真正发挥作用，造成资源的极大浪费。同时，储能电池回收报废行业规范和技术标准有待建立，多种电池回收处理兼容性有待加强。
　　四是新型储能示范项目落地实施较为困难，同时调用次数不够。示范项目存在较多的不确定性，需要通过实际项目进行验证和优化，且落地后调用次数不能得到保障，经济性无法保证，难以获得市场和投资者的青睐，在资金、应用场景、审批流程等多重因素制约下，面临很多困难。
　　二、建议
　　合理解决以上问题，是新型储能高速发展以及实现商业化进程中的必经之路。政策引领在新型储能行业发展中具有重要作用，同时电价改革也是实现新型储能商业化的有效手段。因此，拟向政府和电网公司分别提出相应建议。
　　1.拟向政府提出以下建议：
　　建议明确储能定位，加快出台相关政策，明确新型储能技术的顶层设计及价值体现；适度拉大峰谷价差，鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格，引导用户侧主动配置新型储能；
　　建议借鉴浙江、辽宁储能电站运行经验，推广两部制电价在储能电站的应用；鼓励储能发挥多元作用，谁获益、谁付费，确保储能的收益多元化；
　　借鉴广东省储能辅助服务纳入电价的政策，由全体用户共同分担储能成本；
　　鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目；
　　制定户用储能、光储充一体化等适应性产业政策，推动“双碳”触达能源应用底层；
　　建议不断完善替代性储能准入的技术管理、成本经济管理和运营管理机制，建立适配各区域电力市场发展现状的成本疏导机制和定价模式。
　　2.拟向电网公司提出以下建议：
　　鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式；
　　借鉴山东省储能电站的运营调度政策，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加；
　　储能最低运行小时数、最少调用次数等保障性政策应在更多省份、更多领域推广应用；
　　鼓励储能主体在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，增加调用次数；
　　光伏电站配储比例、配储时长、分摊储能成本有一个最优比例，需合理制定；
　　开展多种储能技术工程、运维以及经济性等方面的实证，促进多元化储能技术的应用；
　　加大新型储能技术创新投入，降低储能成本，同时提高储能系统安全性。
　　（摘自《新型储能政策分析与建议》，《储能科学与技术》2023年第6期）
　　 
　　 
　　境外之鉴
　　 
　　【国外新型储能政策研究】
　　近年来，美国、英国、澳大利亚等发达国家在推动能源低碳转型的过程中，出台了一系列促进储能发展的政策法规，有效推动了储能产业的发展。
　　一、各国储能政策
　　（一）美国储能政策
　　美国近几年储能发展迅速，是全球规模最大的储能市场，同时美国也是发布储能相关政策最为活跃的国家，联邦和各州从财税支持政策、参与电力市场机制、明确发展目标等方面，出台了系列政策、法规支持储能发展。
　　1.财税支持
　　美国联邦政府层面的财税支持政策主要包括加速成本回收（MACRS）和投资税收减免（ITC）两方面。其中，独立储能或者75%以下充电量来自光伏的储能设施可享受为期7年的MACRS补贴，75%及以上充电量来自光伏的储能可享受为期5年的MACRS补贴和最高30%的税收减免。为进一步激励独立储能发展，2021年11月美国众议院通过《Build Back Better》法案，提出5kW·h以上储能系统最高可享受30%的税收减免。
　　除此之外，美国各州政府也出台了相应的财税支持政策。2018年11月，马萨诸塞州通过《太阳能可再生能源目标（SMART）》，明确提出为光伏配套的储能提供最高0.06美元/（kW·h）的发电补贴。加利福尼亚州2009年将储能纳入自发电激励计划（SGIP）的补贴范围，并在2021年12月进一步明确储能安装补贴标准为0.18~0.5美元/（W·h）。2022年，加利福尼亚州要求所有商业建筑配置“光伏+储能”，限制光伏反送电量不超过发电量的10%。
　　早期，美国主要对光伏设施提供财税补贴，而配套建设储能也能享受相应的优惠，但是近年来，联邦政府对独立储能更加重视，尤其是在光伏规模逐渐扩大的情况下，储能的调节能力将会发挥更大的作用，因此，政府通过独立储能优惠政策和限制光伏反送等方式鼓励储能的建设。
　　2.市场机制
　　自2007年起，为促进储能参与电力市场，美国多次完善电力市场交易机制。美国联邦能源管理委员会（FERC）分别于2007年和2008年发布890号法令和719号法令，要求区域输电组织/独立系统运营商（RTO/ISO）允许储能进入电力批发市场。2011年发布的755号法令、2013年发布的784号法令和792号法令对储能参与调频服务做出明确规定，要求各区域市场允许储能参与各类服务市场并获得相应的收益。美国充分认可了储能作为灵活性调节资源对电力系统运行的作用，从联邦政策层面确保了用户投资建设储能项目的盈利方式。
　　虽然FERC在2007—013年间发布的各项法令规定了储能能够参与各类电力市场，但是其他法令和RTO/ISO的部分规定对于储能参与电力市场有一定限制，市场机制繁琐复杂，影响了美国储能行业的增长前景。因此FERC在2018年发布第841号法令，要求RTOs和ISOs消除储能参与容量市场、能量市场和辅助服务市场的障碍条款，针对储能系统的物理、运行特性，建立包含市场规则在内的参与模型，为储能参与批发市场创造条件。2020年，FERC发布第2222号法令，放开屋顶太阳能、用户侧储能等分布式资源进入电力市场，为储能的成本回收和盈利提供良好的市场环境。
　　市场机制的完善对于储能市场的发展具有明显的促进作用，也有利于电力系统运行的稳定性。从区域分布看，大约74%的大规模电池储能部署在RTO/ISO地区。美国最大的区域性电力市场（PJM市场）中，电池储能以调频服务为主，平均持续放电时间为45min，2017年为系统提供了46.5%的调频需求。加州电力市场中，电池储能以提升电网可靠性服务为主，平均持续放电时间为4h，2020年8月，极端高温天气、新能源出力不稳定、灵活性资源不足等因素导致电力供需紧张，加州实施居民用户轮流停电措施，储能设施起到了支撑电网稳定运行的作用。
　　3.发展规划
　　联邦政府层面尚未制定明确的储能发展目标，但IEA对未来几年的储能规模进行了预测，预计到2023年，美国大型储能总规模将超过12GW，其中约40%的大型储能将部署在加州市场。
　　美国多个州制定了清洁能源发展计划，明确了储能发展目标。以加利福尼亚州为例，2022年2月，其公共事业委员会（CPUC）批准了一项长期清洁能源计划，提出到2032年新增新能源25.50GW、储能14.75GW。储能新增规模达到新能源新增规模的58%。同时，加利福尼亚州通过自上而下的采购指令，要求PG&E、SCE、SDG&E等公用事业公司部署电池储能系统，以推动储能发展目标的实现。
　　目前，为满足新能源快速发展需求，加利福尼亚州正在积极部署“光伏+储能”项目，储能配置比例大多超过40%，充放电时长以4h为主。
　　（二）英国储能政策
　　英国主要依托其成熟的电力市场机制，通过政策不断完善市场机制，为储能参与电力市场交易提供良好的市场环境，对于储能技术创新提供资金支持，推动储能技术商业化规模化发展。
　　1.完善市场机制
　　英国电力和燃气市场监管机构（Ofgem）最早在2004年修订的《电力法》中明确规定发电行业的监管规则适用于电力存储的设施。但Ofgem对于储能的定义模糊不清，储能作为发电主体和终端用户，参与市场存在较大的限制。直到2017年，英国商务能源与产业战略部（BEIS）和Ofgem联合发布《Upgrading Our EnergySystem：Smart Systems and Flexibility Plan》，将储能作为发电主体的单一分类，而不是终端消费用户，强调了储能在削峰填谷和电力供应保障等方面的作用，计划在储能定义、规划、并网、补贴、交易机制等方面进行调整，消除储能在市场监管等方面的障碍，构建灵活电力市场机制，推动英国储能产业的快速发展。
　　在市场监管方面，英国将50MW及以上的储能项目（威尔士地区为350MW以上）纳入国家重大基础设施项目，由中央政府进行统一规划审批，延长了大型储能项目的建设流程。2020年7月，BEIS取消国家规划中对储能部署容量的限制，允许英格兰地区部署50MW以上储能、威尔士地区部署350MW以上储能，由地方政府进行规划审批，项目规划周期预期缩短3个月以上。
　　在储能并网方面，为了实现输配电网建设成本的回收，英国国家电网系统运营商向用户和发电主体征收平衡服务系统使用费，由于早期电力法对储能的定义不清，具备充放电特性的储能会被双重收费，产生高额过网费，降低了储能的实际运营收益。2020年5月，Ofgem明确提出对储能的电价政策进行修订，将储能作为发电主体，在放电时收取费用。
　　在参与市场方面，英国储能项目参与电力市场获利主要包括峰谷套利、辅助服务、容量市场等，储能参与容量市场的收益较低，但是可以同时参与其他电力市场以提高收益。
　　在峰谷套利方面，目前，英国日前市场的平均价差显著提高，储能价格不断下降，独立储能或新能源配套储能通过平衡单元等负荷聚合商参与日前市场和平衡市场，已基本具备盈利能力。2022年2月17日的英国日前市场电价，峰谷电价差达到200欧元/（MW·h），2h和4h储能的平均峰谷套利价差为192欧元/（MW·h）、160欧元/（MW·h）左右。据测算分析，2、4h储能日均套利价差达到149欧元/（MW·h）（约合人民币1.02元/（kW·h））、111欧元/（MW·h）（约合人民币0.76元/（kW·h）），即可实现盈利（目标杠杆回报率为10%）。
　　在辅助服务方面，英国储能项目主要参与固定频率响应（FFR）和增强频率响应（EFR）等服务。FFR要求一次调频响应时间10s，持续时间20s，二次调频响应时间30s，持续时间30min，一般由可再生能源、储能、负荷参与，2018年，英国国家电网将FFR合同从2年延长至4年，提高了储能参与FFR的收入稳定性。2015年底，英国国家电网引入EFR服务品种，调频响应时间1s以内，以实现更短时间的系统频率调节，目前EFR调频需求主要由储能满足，市场规模从2016年的200MW增长到2021年的1.2GW。
　　2.财政补贴
　　2019年4月起，英国取消了针对小型低碳能源的上网电价补贴政策（feed in tariff，FIT），户用光伏平价上网，延缓了户用光伏市场的增长。在缺乏相应财税补贴的情况下，户用光伏配套储能和户用储能发展缓慢，随着电价差的增大，户用光储和储能将迎来快速增长。
　　相比之下，英国对于大型储能和储能技术创新提供了一定的资金支持。2017年，英国政府开展法拉第电池挑战计划（Faraday Battery Challenge），到2022年累计为储能项目提供了3.3亿英镑的资金支持，其中1.08亿英镑用于高校等独立机构研究电化学储能前沿技术、市场分析和商业化等，0.9亿英镑用于商业合作机构研究储能成本、性能、回收等，1.2亿英镑用于建设英国电池工业中心，实现电池产能提升和规模化全球化布局。2020年11月，英国政府提出的“绿色工业变革十项关键计划”中计划提供1亿英镑支持能量存储和灵活性创新技术的研究，以实现高比例可再生能源系统下小时、天、月等不同时间尺度的能量存储。
　　（三）澳大利亚储能政策
　　与美国相似，澳大利亚为了促进储能的快速发展，在财税支持、市场机制和发展规划等方面制定了较为全面的支持政策，但澳大利亚政府对户用光储的补贴力度较大，因此户用储能的发展规模明显快于大型储能。
　　1.财税支持政策
　　在大型电池储能项目方面，2012年，澳大利亚可再生能源署（ARENA）成立，为可再生能源技术从早期的实验室技术创新到商业领域的规模化应用提供资金支持。截至2021年，ARENA已累计为39个电池储能项目提供2.2亿澳元资金支持，项目总价值超过9.7亿澳元。2022年ARENA明显加大了对大型储能的支持力度，公布了新一期的1亿澳元储能项目资金支持计划，用于建设电网侧大型储能，为电网提供调峰调频等系统服务。2012年，澳大利亚政府发布了清洁能源金融公司法案，根据法案成立了清洁能源金融公司（CEFC），计划拿出100亿澳元用于澳大利亚可再生能源、能源效率和低排放技术的商业化和部署，同时成立了清洁能源创新基金，为清洁能源项目提供贷款、融资等资金支持，2020—2021年期间，CEFC在可再生能源领域投入超过8.1亿澳元。
　　在户用光储和储能方面，能源市场委员会（AEMC）通过上网电价（FIT）为家庭建设户用光伏提供补贴，积极推动屋顶光伏发展。目前，已有超过30%的家庭安装屋顶光伏，除此之外，澳大利亚电价近几年也在不断上涨，为光伏配套储能提供了巨大的发展空间。2021年8月，AEMC规定电力公司可以调整光伏上网电价，并在光伏大规模返送时向光伏用户征收上网费，激发了户用光伏配套储能的需求。
　　在市场需求的基础上，澳大利亚各州政府出台无息贷款、投资补贴等优惠政策，鼓励户用型储能发展。2021年12月，新南威尔士州政府修订《Enpowering Homes Solar Battery Loan》计划，向户用型光储、储能提供最高14000澳元、9000澳元的无息贷款。2022年2月，维多利亚州修订《Solar Victoria》计划，向用户提供最高3500澳元的光伏配套储能投资补贴；北领地政府制定了《家庭和企业电池计划（HBBS）》，为用户型储能提供450澳元/（kW·h）、最多不超过6000澳元的投资补贴。其他各州也纷纷出台与户用储能相关的补贴政策，进一步推动户用储能的规模化发展。
　　2.市场机制
　　澳大利亚的户用储能在财政补贴的基础上，通过峰谷套利、虚拟电厂等方式参与市场并获取收益，而大型储能项目则通过参与国家电力市场（NEM）盈利。NEM由澳大利亚政府电力部门在1998年成立，由AEMC负责制定规则、能源监管机构（AER）进行监管、能源市场运营机构（AEMO）进行运营，覆盖澳大利亚6个州及地区。NEM的市场机制较为成熟，但是针对大型储能的规则尚不完善，充放电特性要求储能在发电主体和用户两种类别进行注册，双重收费机制影响了大型储能参与市场的收益。因此，2021年12月，AEMC规定储能可以注册为综合资源供应商（IRP），作为单一主体参与市场，解决了储能设施参与NEM的注册流程繁琐、收益降低等问题。
　　在NEM市场中，大型储能主要参与辅助服务市场和电力现货市场获取收益，2021年澳大利亚在运储能项目参与辅助服务市场以提供频率控制和辅助服务（FCAS）为主，储能时长大多为1~2h，收入占总收入的80%左右。2021年10月，AEMC将NEM市场结算机制由30min调整为5min，进一步提高了储能参与辅助服务的盈利能力。
　　在电力现货市场方面，AEMC规定电价不得大于15000澳元/（MW·h），不得小于–1000澳元/（MW·h），参考NEM公布的实时电价数据，峰段电价一般大于600澳元/（MW·h），谷段电价一般小于300澳元/（MW·h），基本满足盈利要求，随着可再生能源发电占比增加，电价波动加大，大型储能通过峰谷套利获得的收益会进一步提升。
　　3.发展规划
　　2021年12月，澳大利亚能源市场运营机构（AEMO）发布2022年综合能源计划（ISP2022），计划到2049年储能规模接近60GW。其中，户用型储能（含光储）占比70%，大型电池储能占比20%，抽蓄等其他储能占比10%。
　　二、国外储能政策总结
　　（一）各类储能政策的适用范围和局限性有所不同。
　　财税支持政策是在储能成本较高、投资经济性较低的起步阶段下采取的短期激励性政策，主要适用于户用储能和前沿示范储能技术的研究，推动效果显著，以澳大利亚为例，在各州补贴政策刺激下，户用储能装机规模在2021年底达到1326MW。但财税补贴应当作为储能发展阶段的过渡性措施，随着储能规模不断增长需要逐步退出，澳大利亚各州的财税补贴呈梯度式下降，实现了户用储能增长的平滑过渡，而英国财税补贴的直接退出则导致了户用储能发展的停滞。
　　储能发展规划是考虑国家及地区电力发展布局制定的长期计划，主要适用于对储能的整体布局，辅助相关政策的制定。美国加州的采购指令和国内新能源配套储能的政策规定，可以有效推动电源侧和电网侧储能的建设，因此国内电源侧及电网侧的储能累计规模占比达到70%。但在英国、澳大利亚政府未做强制约束的情况下对储能的促进作用不明显。
　　市场机制主要面向参与各类电力市场的储能，通过完善电能量市场、辅助服务市场可以有效提升储能的经济性，通过市场手段满足电力系统的各类需求。以美国为例，大部分储能都布置在电力市场完善区域，加州市场更是占比接近40%，有效满足供电可靠性提升、调峰调频、新能源消纳等需求。
　　（二）储能支持政策需要与储能发展阶段、电力发展布局相适应。
　　从储能发展阶段看，早期储能规模较小，以试验应用为主，建设投资成本较高，市场参与度较低。因此，虽然美国和英国分别在2007年和2004年对储能参与电力市场进行规定，但参与市场的限制和障碍较多。为鼓励储能发展，美国和澳大利亚分别在2009年和2012年出台财税支持政策。随着储能成本下降，进入快速增长期，参与电力市场以提升收益的需求增加，美国、英国、澳大利亚相继发布法令将储能视为独立市场主体，简化流程，扫清参与市场的障碍。近两年，储能进入规模化发展阶段，美国各州、澳大利亚将储能纳入能源发展计划，对未来不同阶段的储能规模提出要求。
　　从电力发展布局看，储能发展与新能源发电的快速增长密切相关。以美国为例，2019—021年，风、光等清洁能源新增装机规模占新增总装机规模的比例分别为65%、78%、70%左右，基本保持大规模开发、高比例接入的趋势。预计2022—2023年，清洁能源新增装机占比将维持在63%左右。在清洁能源快速发展的驱动下，储能进入快速发展阶段，2019—2021年，新增装机规模分别为500MW、1500MW、4300MW左右。预计2022—2023年，储能新增装机规模将维持在每年5000MW左右，其中60%的储能为光伏配套储能项目。澳大利亚则在户用光储方面具有良好的发展基础，截至2021年底，已有超过30%的澳洲家庭安装了屋顶光伏，结合各州的补贴政策，户用储能将会成为澳大利亚储能规模增长的主力。
　　（摘自《国外新型储能政策研究及对中国储能发展的启示》，《中国电力》2022年第11期）