已發(fā)布的相關(guān)政策可以歸納為以下幾個(gè)方面：

　　一是鼓勵(lì)獨(dú)立儲能發(fā)展建設(shè)。2022年6月，國家發(fā)展和改革委員會印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》，指出新型儲能可作為獨(dú)立儲能參與電力市場。目前，全國共有20個(gè)省（自治區(qū)、直轄市）出臺了支持獨(dú)立儲能發(fā)展的相關(guān)政策，包括山東、河南在內(nèi)的部分地區(qū)通過規(guī)劃建設(shè)獨(dú)立儲能示范項(xiàng)目、鼓勵(lì)配建儲能轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲能等政策支持獨(dú)立儲能發(fā)展。

　　二是鼓勵(lì)共享儲能的發(fā)展。將儲能容量進(jìn)行共享租賃是獨(dú)立儲能的一種盈利模式，當(dāng)前山東、河南、貴州、寧夏、廣西、新疆等多地在其發(fā)布的政策中鼓勵(lì)共享儲能的發(fā)展，提出將新能源企業(yè)租賃的儲能容量視為配建容量，容量租賃指導(dǎo)價(jià)格約為每年160~300元/kW。廣西在《加快推動(dòng)廣西新型儲能示范項(xiàng)目建設(shè)的若干措施（試行）》中明確，已通過容量租賃模式配置儲能的市場化并網(wǎng)新能源項(xiàng)目，可暫不參與調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)偂?br />
　　三是鼓勵(lì)獨(dú)立儲能參與電力現(xiàn)貨交易。山東、山西、甘肅、青海、廣東等5個(gè)省份明確了獨(dú)立儲能參與現(xiàn)貨市場的規(guī)則細(xì)則。山東是我國第一個(gè)支持獨(dú)立儲能參與現(xiàn)貨市場的省份，2022年9月山東印發(fā)《關(guān)于促進(jìn)我省新型儲能示范項(xiàng)目健康發(fā)展的若干措施》的通知指出，示范項(xiàng)目作為獨(dú)立儲能可參與電力現(xiàn)貨市場，進(jìn)入市場前，充電電量電價(jià)暫按電網(wǎng)企業(yè)代理購電價(jià)格標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行，進(jìn)入市場后，充電時(shí)為市場用戶，從電力現(xiàn)貨市場中直接購電，放電時(shí)為發(fā)電企業(yè)，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)與政府性基金與附加。

　　四是鼓勵(lì)獨(dú)立儲能參與電力輔助服務(wù)市場。2018年起，我國已有20個(gè)省份明確了儲能可以參與電力輔助服務(wù)的規(guī)則。根據(jù)電力輔助服務(wù)規(guī)則，包括獨(dú)立儲能在內(nèi)的儲能系統(tǒng)可以參與的交易品種主要包括調(diào)峰和調(diào)頻。同時(shí)，規(guī)則對參與輔助服務(wù)的儲能系統(tǒng)的容量進(jìn)行了一定限制，一般為不低于5~10MW。

　　五是給予獨(dú)立儲能補(bǔ)貼支持。目前，已有江蘇、浙江、山西、河南、廣東等10余個(gè)地區(qū)出臺了補(bǔ)貼支持政策，補(bǔ)貼方式包括放電補(bǔ)貼、容量補(bǔ)貼、投資補(bǔ)貼等。重慶對獨(dú)立儲能的補(bǔ)貼力度較大，重慶兩江新區(qū)發(fā)布的《重慶兩江新區(qū)支持新型儲能發(fā)展專項(xiàng)政策》提出：對新引進(jìn)的重點(diǎn)新型儲能產(chǎn)業(yè)項(xiàng)目，自約定開工之日起兩年內(nèi)固定資產(chǎn)投資2000萬元（含）以上的，經(jīng)認(rèn)定，按照該項(xiàng)目實(shí)際固定資產(chǎn)投資的15%給予支持。對單個(gè)項(xiàng)目的支持額度最高不超過3000萬元。

　�。ㄈ�）獨(dú)立儲能重點(diǎn)省份分析——以山東為例

　　結(jié)合上述政策的發(fā)布及獨(dú)立儲能的建設(shè)規(guī)模看，山東的獨(dú)立儲能發(fā)展走在全國前列，這與山東積極引導(dǎo)獨(dú)立儲能電站建設(shè)、助力獨(dú)立儲能經(jīng)濟(jì)性提升有關(guān)。山東作為能源消耗大省，由于地勢和自然資源稟賦的原因，山東的水電裝機(jī)規(guī)模較小，但風(fēng)電和光伏的裝機(jī)規(guī)模在逐年增大，這也使得電網(wǎng)在面對由于新能源電力的大規(guī)模接入而帶來的對靈活調(diào)度資源需求升高的問題時(shí)，抽水蓄能無法有效發(fā)揮作用。因此，山東十分重視電化學(xué)儲能發(fā)展。

　　從2020年開始，山東就在全國較早地推行新能源配儲，并開始構(gòu)建以峰谷分時(shí)電價(jià)為主的儲能市場，但存在著經(jīng)濟(jì)性不高，用戶配儲積極性差等問題，為了進(jìn)一步加強(qiáng)市場化引導(dǎo)，提高儲能發(fā)展的內(nèi)在動(dòng)力，山東開始推動(dòng)獨(dú)立儲能的發(fā)展。作為國內(nèi)首個(gè)獨(dú)立儲能電站參與電力現(xiàn)貨市場的省份，山東在支持獨(dú)立儲能發(fā)展方面的力度較大，發(fā)布了較多鼓勵(lì)政策，并進(jìn)一步明確了獨(dú)立儲能的盈利模式，這也是山東獨(dú)立儲能得以發(fā)展的基礎(chǔ)。

　　整體來看，山東對獨(dú)立儲能發(fā)展的支持力度較大，明確了新型儲能示范項(xiàng)目可以作為獨(dú)立儲能參與電力現(xiàn)貨市場，并鼓勵(lì)符合要求的新能源配儲轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲能5。在經(jīng)濟(jì)性方面，山東規(guī)定了中長期市場儲能的盈利模式6，并通過政策引導(dǎo)形成了獨(dú)立儲能容量共享租賃、參與電力輔助服務(wù)、峰谷價(jià)差套利、容量補(bǔ)償?shù)榷鄠�(gè)收益模式7。

　　二、替代型儲能

　�。ㄒ唬┨娲�型儲能規(guī)模

　　截至2022年年底，替代型儲能電站在建7座、裝機(jī)0.26GW/0.33GWh，累計(jì)投運(yùn)14座、裝機(jī)0.33GW/0.58GWh，累計(jì)投運(yùn)總能量同比增長239.64%。2022年，替代型儲能平均運(yùn)行系數(shù)0.15（相當(dāng)于平均每天運(yùn)行3.61h、年平均運(yùn)行1318.5h）、平均利用系數(shù)0.14（相當(dāng)于平均每天利用3.37h、年平均利用1232h），運(yùn)行情況優(yōu)于電化學(xué)儲能電站平均水平（2022年電化學(xué)儲能電站平均運(yùn)行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。

　�。ǘ�）替代型儲能發(fā)展相關(guān)政策

　　近年來，全國已有約20個(gè)�。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）在相關(guān)政策中涉及了鼓勵(lì)替代型儲能發(fā)展的相關(guān)內(nèi)容，各�。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）發(fā)布的替代型儲能相關(guān)政策及裝機(jī)量情況詳見表3。

　　表3 各�。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）替代型儲能政策及裝機(jī)情況

　　整體來看，自2022年6月7日國家發(fā)展和改革委員會、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》后，已有約20個(gè)�。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）參照文件精神出臺了對于替代型儲能發(fā)展的支持政策，提出在關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)、電網(wǎng)末端及偏遠(yuǎn)地區(qū)等布局新型儲能，發(fā)揮儲能應(yīng)急備用技術(shù)優(yōu)勢，探索將電網(wǎng)替代型儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價(jià)回收等。

　　（三）替代型儲能發(fā)展情況分析

　　我國配電系統(tǒng)覆蓋面廣泛，尤其在偏遠(yuǎn)地區(qū)，配電網(wǎng)的負(fù)荷密度較低，供電半徑較長，這導(dǎo)致位于配電系統(tǒng)末端的用戶常常遭遇電壓偏低的問題。因此在這些特定的場景下，與新建、擴(kuò)容電網(wǎng)輸配電設(shè)施相比，建設(shè)替代型儲能可以更加便捷、經(jīng)濟(jì)地延緩或替代電網(wǎng)升級改造，替代性發(fā)揮輸變電設(shè)施功能。例如，在西藏、新疆等偏遠(yuǎn)地區(qū)的電網(wǎng)末端，由于地理位置偏遠(yuǎn)、電力輸送受限等因素，存在供電不足的問題。傳統(tǒng)的電網(wǎng)擴(kuò)容改造成本較高且時(shí)間較長，建設(shè)電網(wǎng)替代型儲能，可以替代電網(wǎng)的輸配電設(shè)施，經(jīng)濟(jì)靈活地增強(qiáng)電網(wǎng)薄弱區(qū)域供電保障能力。

　　結(jié)合上述對于替代型儲能發(fā)展政策的分析，可以看出電網(wǎng)替代型儲能的發(fā)展仍處于前期的探索階段，但隨著儲能技術(shù)的逐步成熟，電網(wǎng)替代型儲能需求也逐步顯現(xiàn)。

　　三、電網(wǎng)側(cè)儲能發(fā)展趨勢分析

　　隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)的逐步加快，受極端天氣以及新能源裝機(jī)比例逐漸增高的影響，考慮電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的實(shí)際需要，電網(wǎng)側(cè)儲能由于其電網(wǎng)互動(dòng)友好性以及相對清晰的商業(yè)模式，在政策和市場中得到了較高的關(guān)注，發(fā)展前景較為廣闊。

　　在獨(dú)立儲能方面，該模式由于其較為豐富的盈利模式以及較為良好的經(jīng)濟(jì)性，目前已經(jīng)得到了較多地區(qū)的關(guān)注。但對于獨(dú)立儲能的發(fā)展，其涉及的共享租賃、參與電力現(xiàn)貨市場、提供輔助服務(wù)等獲利模式仍存在部分實(shí)際問題。一是共享儲能全面落地尚需時(shí)間。共享儲能通過模式創(chuàng)新，為儲能降本增收提供了思路，但目前各地項(xiàng)目規(guī)劃較多，實(shí)際投運(yùn)較少，實(shí)際租賃情況、輔助服務(wù)調(diào)用情況等需要進(jìn)一步明確保障機(jī)制，獲得穩(wěn)定收入存在風(fēng)險(xiǎn)。二是儲能參與電力現(xiàn)貨市場還處于初步探索階段。目前只有山東的12個(gè)電站開展了相關(guān)實(shí)踐，其規(guī)�；�發(fā)展還依賴各地市場機(jī)制的完善及相關(guān)技術(shù)的進(jìn)步。三是輔助服務(wù)收益無法達(dá)到預(yù)期值。目前電力輔助服務(wù)費(fèi)在發(fā)電電源間實(shí)行零和博弈，成本難以有效疏導(dǎo)至電力用戶，同時(shí)調(diào)峰等輔助服務(wù)補(bǔ)償價(jià)格普遍不高，獨(dú)立儲能收益難以保障。

　　在電網(wǎng)替代型儲能方面，目前電網(wǎng)替代型儲能的發(fā)展仍處于前期探索階段，目前還存在著包括政策中對電網(wǎng)替代型儲能界定不明、儲能成本納入輸配電成本缺乏核定標(biāo)準(zhǔn)等問題。以上這些因素在一定范圍內(nèi)影響了電網(wǎng)側(cè)儲能的實(shí)際應(yīng)用和企業(yè)投資的積極性。

　　然而，受到新能源的快速發(fā)展、電力系統(tǒng)的靈活性要求以及能源結(jié)構(gòu)的轉(zhuǎn)型等因素的影響，伴隨著儲能技術(shù)的不斷進(jìn)步和市場的成熟，對獨(dú)立儲能和電網(wǎng)替代型儲能的應(yīng)用需求正逐步凸顯，一些實(shí)際的問題也正在通過政策等手段逐步解決。未來，考慮到電源負(fù)荷及電網(wǎng)情況，電網(wǎng)側(cè)適合建設(shè)儲能的地址相對有限，獨(dú)立儲能和電網(wǎng)替代型儲能在面臨較為廣闊的發(fā)展前景的同時(shí)，伴隨著有關(guān)政策的落地也將面臨激烈的競爭。

　　四、相關(guān)建議

　　一是逐步擴(kuò)大獨(dú)立儲能比例。政府及相關(guān)部門可參考抽水蓄能統(tǒng)一發(fā)展模式，采用統(tǒng)一規(guī)劃、統(tǒng)一建設(shè)、接受電網(wǎng)調(diào)度與自調(diào)度相結(jié)合的模式大力發(fā)展獨(dú)立儲能。可由地方政府牽頭，區(qū)域內(nèi)各類能源企業(yè)集中建設(shè)獨(dú)立/共享儲能電站（新能源、電網(wǎng)、用戶均可參與或主導(dǎo)），由電網(wǎng)進(jìn)行調(diào)用以及結(jié)合電力市場情況進(jìn)行電站自調(diào)度，并由政府向參建單位分配相應(yīng)的新能源開發(fā)指標(biāo)，以此實(shí)現(xiàn)政府、電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)的多方共贏，顯著提升新能源消納空間。

　　二是因地制宜配置電網(wǎng)替代型儲能規(guī)模。結(jié)合當(dāng)?shù)匦履茉聪�納、資源特性、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、負(fù)荷特性、電網(wǎng)安全、電源結(jié)構(gòu)等因素，由地方政府和電網(wǎng)公司牽頭，確定電網(wǎng)替代型儲能的配置需求，科學(xué)確定配置的合理比例，有序引導(dǎo)建設(shè)節(jié)奏。同時(shí)，對于電網(wǎng)替代型儲能，建議在電力系統(tǒng)發(fā)展規(guī)劃中予以明確。

　　三是構(gòu)建電網(wǎng)側(cè)長效成本疏導(dǎo)及市場機(jī)制。建立保障獨(dú)立儲能、替代型儲能盈利的長效機(jī)制，完善電能量市場機(jī)制，明確獨(dú)立儲能、替代型儲能參與電力市場交易規(guī)則，加大有償調(diào)峰補(bǔ)償力度，豐富交易品種，不斷完善輔助服務(wù)市場建設(shè)。研究建立儲能成本以電力輔助服務(wù)費(fèi)、輸配電價(jià)等形式向電力用戶疏導(dǎo)的機(jī)制，規(guī)劃出臺容量電價(jià)機(jī)制。健全尖峰電價(jià)機(jī)制，適度拉大峰谷電價(jià)差，通過價(jià)格信號激勵(lì)市場主體自發(fā)配置儲能資源。