随着可再生能源的快速增长，电力系统将需要更大的灵活性以确保可变可再生能源能够可靠、有效地集成到电力系统中。储能被视为推动可再生能源有效整合的解决方案之一。然而，发电侧储能目前更多的是通过新能源项目配储进行建设，缺乏清晰成熟的商业模式和市场机制，可获得收益的方式较为有限，难以完全反映储能所具备的多重价值。

发电侧储能规模化发展需要完善电力市场规则，应建立储能与新能源联合参与市场的交易机制，尽快出台或完善储能+火电、储能+新能源、独立储能等不同形式参与辅助服务市场的规则，并推行多重收益叠加，允许储能以多种方式（储能+新能源、储能+火电、独立储能）灵活参与多个细分市场，如现货+调频、调峰+调频等，使其能够在各类市场中进行灵活交易，充分发挥其灵活调节价值。

新政策利好电网公司投资储能

2022年，国家发展改革委、国家能源局先后发布《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《方案》）、《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》，要求在电网关键节点配置储能，提高大电网安全运行水平，在站址和走廊紧张地区延缓和替代输变电设施投资；并进一步明确了新型储能市场定位，逐步建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制。“双碳”目标下储能的角色定位和储能产业政策为储能发展提供了支持，电网侧储能的发展也将对电网公司投资经营产生影响。

国家发展改革委下发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》后，抽水蓄能电站投资成本疏导机制逐步完善。《方案》提出建立电网侧独立储能电站的容量电价机制，即将容量电价对应的容量电费纳入输配电价回收，探索替代输配电的储能设施成本收益纳入输配电价。按照实施方案形成的共识，该政策为电网企业投资新型储能提供了可能，但政策目前还较宏观，实施路线、准入条件、操作细则等尚不明确。

同时，在电网侧储能基于有效激励机制而发展时，一旦电网公司进入该领域投资，投资监管必将趋严，以避免投资冲动造成项目亏损或者抬升整个电力系统的成本。电网侧储能成本收益若要通过输配电价回收，应做好可行性研究论证，阐述清楚最重要的输配电价核价“相关性、合理性和合法性”原则，是否是替代输配电设施，是否更具经济性，否则投资成本无法通过输配电价疏导。而且电网侧储能成本收益一旦计入输配电价，相关的监管工作也必将进一步细化。

发电侧储能合理布局的意义

有利于电网稳定运行。《方案》明确了电网侧储能布局的4个主要场景，一是在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点；二是在站址走廊资源紧张等地区；三是在电网薄弱区域如在供电能力不足的偏远地区电网末端或电网未覆盖地区；四是作为重要电力用户的应急备用电源，如政府、医院、数据中心等。通过电网侧合理布局新型储能设施，将提高大电网安全稳定运行水平和保供能力、应急能力，减轻输电线路阻塞，延缓输配电设施投资。

合理消化系统供电成本。储能规模化发展需相应的价格机制进行有效疏导成本。若通过容量电费纳入输配电价疏导，以磷酸铁锂电池储能为例，按2021年普遍中标价格1400元/千瓦时，工程规模83.3兆瓦/166.6兆瓦时，20%资本金比例，运营年限21年，10年更换一次电池，电池更换费用700元/千瓦时，按照资本金收益率6.5%测算，容量电价为294.7元/千瓦。

假设江苏省电网侧新型储能新建规模按照500兆瓦考虑，按照容量电价294.7元/千瓦测算，每年增加新型储能容量电费29470万元，传导至售电侧销售电价增加部分约为0.00047元/千瓦时。在构建新型电力系统和电改环境下，面临供给侧成本上升与需求侧成本下降矛盾，但考虑新型储能在构建新型电力系统的效用，同时考虑该省全社会用电量增幅，售电价增加部分在全社会用电价格承载力范围内，规划储能容量电费通过输配电价回收基本合理可行。

面临的挑战

（1）储能技术性能、经济性尚不能满足规模化应用要求

电力领域要求储能技术具有高安全、长寿命、高效率、低成本等特点，尽管目前储能技术众多，但不同储能技术性能差异较大，尚不能同时满足以上要求。

电化学储能装机占新型储能装机的 90% 以上，过去几年，全球发生超过 70 起储能安全事故，安全是电化学储能系统大规模应用中最突出、最受关注的问题。

系统运营一段时间以后，部分项目存在可用容量衰减超出预期，单体设备及系统寿命达不到设计值的情况。锂离子电池储能，循环寿命在 10 年以内，低于风、光等新能源场站 25 年的使用寿命。

投运的储能电站实际效率偏低，锂电池储能平均系统效率一般低于 90%，液流电池储能、压缩空气储能系统效率也不超过 75%。

新型储能技术全寿命周期度电成本较高，部分储能技术的度电成本是抽水蓄能电站的 2 倍以上。

（2）政策和市场机制是当前新型储能发展的关键制约因素

国外储能项目除了可获得可观的税收优惠或补贴外，还获得多方面的市场化收益，包括现货市场能量套利、辅助服务收益、容量收益等。国内储能财政补贴政策力度小，可参与的电力市场及获取的收益十分有限。

储能参与现货市场：目前，绝大多数省份尚未出台独立储能参与现货市场细则。新能源参与市场的规则不完善、参与市场的程度不高 13、参与市场后价格普遍走低，新能源在市场中面临价格震荡、曲线波动、偏差考核、政策影响等多重风险，新能源配套的储能难以获得市场收益。

储能参与辅助服务：火储联合调频是发电侧储能唯一实现商业化的领域，市场空间小，不同项目收益差异大。国家能源局印发的新版“两个细则”规定辅助服务费用按服务对象分摊，补偿方式和分摊机制体现了“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，政策真正实现落地见效有待时日。

储能容量价值实现：部分省份开始了容量补偿机制的探索性工作。但目前有一些技术问题亟待解决，例如资源准入、费用分摊、价格确定等问题。如何对储能的容量价值予以认定，如何建立合理的市场化容量补偿机制是未来一段时期需持续、深入探索的课题。

只有在政策和市场规则上消除储能参与电力市场的障碍，储能才能实现稳定、可持续的发展。评估不同场景下各类储能的真实价值，合理制定规则实现利益相关主体的权责统一，是推动储能参与电力市场的重要保障。

（3）发电侧储能运营收益不确定性较高

新能源进入电力市场规模有限，多数新能源配建储能由于缺少市场主体身份无法参与电力市场，主要靠减少弃电量获取收益，回报率低，电站方主动投资配套储能的动力不强。火储联合调频是目前市场化程度最高、投资回报相对较好的应用领域，配置电池储能可以有效改善火电机组的调频性能，降低机组被考核风险，增加火电厂调频收益，但也面临着市场规模有限、市场机制不完善等问题。

市场机制建议

（1）研究设立新的辅助服务品种，出台或完善新型储能参与辅助服务市场规则

随着可再生能源接入电力系统比例的增加，以及火电机组的逐步关停，电力系统惯量供应不足，且频率控制、电压控制等将成为新的挑战，各地有必要结合实际情况，探讨快速调频、爬坡、惯量支撑、备用等各类辅助服务品种的设立，制定储能参与新的辅助服务品种的市场规则；研究建立电力辅助服务评价体系，合理设定电力系统对调节资源的需求规模、市场规则，科学认定和评价储能在电力辅助服务中发挥的作用。

（2）允许储能参与各细分市场并进行收益叠加

尽管储能应用价值日渐清晰，但是在目前储能设备成本仍然相对较高的情况下，仅靠单一收益尚无法保证项目实现良好的投资回报。由于储能本身的技术特性，决定了其具备参与多个细分电力市场，提供多重服务，获得多重收益的能力。允许储能以多种方式（储能 + 新能源、储能 + 火电、独立储能）灵活参与多个细分市场，如现货 + 调频、调峰 + 调频等，使其能够在各类市场中进行灵活交易，充分发挥其灵活性和系统价值。

（3）制定完善发电侧储能参与现货市场规则

由于可再生能源的间歇性、随机性和波动性，现有的新能源电价机制不能充分发挥储能的价值。要加快推动新能源参与电力现货市场，建立储能与新能源联合参与市场的交易机制。逐步放宽准入条件、允许市场主体由被动向主动参与现货交易（由价格接受者逐步向报量报价）过渡。

（4）针对大规模的独立 / 共享储能电站，研究建立容量补偿机制

目前电力市场的建设刚刚起步，相关政策和规则还不完善，尚不能支持以调峰或价差套利为主要收益来源的大规模独立储能完全通过市场回收成本。研究过渡阶段独立 / 共享储能容量补偿机制，识别技术类型、储能时长、投资成本、使用寿命等影响容量补偿标准制定的关键因素，建立容量补偿标准制定依据及动态调整办法。

（5）以市场化段引导储能实现多重经济收益

确保新型电储能参与各类市场、提供多种服务并实现多重市场收益的叠加，是提升新型电储能项目经济效益的关键。统筹协调、促进不同市场、不同品种间的联通和市场规则机制间的衔接，避免出现交割环节资源调用冲突等情况。推动新型电储能基于自身特点、系统需求变化和市场价格波动，在不同市场间自主决策、自由转换、自行交易，实现经济收益最大化。

（6）尽快建立和完善体现储能绿色价值的政策体系

储能在不同应用场景下减煤、减碳机理不同，研究储能在不同应用场景下的绿色价值测算方法和评价体系，尽快建立体现储能绿色价值的政策体系，理顺“电 - 证 - 碳”市场的关系，建立“电 - 证 - 碳”市场协同机制，使储能的绿色价值得到充分体现，推动新能源和储能协同发展。

技术发展建议

（1）尽快推动应用于不同时间尺度场景的储能技术研发和应用

当前，新型储能应用以 2 小时为主，随着新能源渗透率的不断提高，4 小时以上、30 分钟以下不同时间尺度的储能需求会越来越大。4 小时以上时间尺度上，推动压缩空气、液流电池从示范验证走向规模化应用，通过技术迭代升级，实现长时储能低成本、长寿命的应用需求。30 分钟以下时间尺度上，在不显著增加成本的前提下，研发 2C 及以上充放电倍率、6000 次以上的系统循环效率的电池储能，推动飞轮、超级电容从技术研发、项目示范向规模化应用，实现短时储能高安全、长寿命、高倍率的应用需求。

（2）加快推动混合储能技术研发及示范应用

目前，锂离子电池储能系统全寿命周期循环次数在 6000 次左右，在诸如一次调频、二次调频等动作频繁的场景，一般不到 2 年就需要更换部分或全部电芯，即使不考虑循环次数和衰减因素，10 年左右的日历寿命也无法和风电、光伏 20 年以上的寿命相匹配。

不同储能技术在容量规模、响应时间、响应速度、投资成本及循环寿命等方面存在差异，利用两种或多种储能技术配合应用可实现性能上的优势互补，避免单一型储能功能制约和不足。建议研发锂电 + 飞轮、锂电 + 超级电容等混合储能的优化配置、能量管理、协同控制等技术，加快制定混合储能设计、安装、运行等相关标准，推动混合储能在电力系统中的应用。

（3）聚焦支撑新型电力系统的储能系统集成与控制方案

规模化储能系统参与多个应用场景时，可能需要同时满足调峰、调频、紧急功率控制、无功支撑等功能需求，目前的通信和控制方案难以支撑大规模储能电站同时参与多个场景，实现多个目标的协同优化控制。建议加强储能系统在集成与站级调控方面的技术研发与攻关，包括挖掘储能系统的主动支撑能力、通过级联技术提升储能系统的潜力及对系统安全性的影响等，构建新型电力系统所需的储能提供主动支撑、惯性响应、电压无功调节方面的能力，形成一揽子系统集成以及站级调控策略。

项目管理建议

通过制定储能规划引导发电侧储能合理有序发展。规模化新能源接入及消纳是实现清洁、低碳能源体系的必然要求，但新能源的波动性、间歇性和不确定性也必然对电力系统的安全、高效运行带来重大影响。储能作为重要的灵活性资源，是中长期提升电力系统灵活性的关键选项之一。基于“十四五”电力需求以及电源发展趋势预测，对比各种灵活性选型，综合技术性能、经济性、规模等因素，制定储能规划，测算各地区合理的储能建设时序与规模，引导储能有序发展。

推动发电侧储能规范化管理制度落实。《新型储能项目管理规范（暂行）》对新型储能项目的规划引导、备案建设、并网运行、监测监督等各个方面提出了明确具体的要求，制订了一套科学、系统的管理规范，对于支撑新型储能规模化发展、促进以新能源为主体的新型电力系统建设、实现“碳达峰、碳中和”目标具有重大意义。当前新型储能技术在并网调度规则、产品检测认证等方面仍无明确标准，建议加快相关标准和管理制度的制定和落实。

研究建立储能减煤减碳价值疏导机制。建议相关部门加快推动储能在不同应用场景中的减碳价值核定方法与标准，并允许该价值在碳市场中进行交易；在电力系统中引入低碳目标，推动电力调度机构细化“低碳电力调度”方式与细则。

原标题：缺乏清晰成熟的商业模式和市场机制，发电侧储能如何迈向高质量发展?