2022年是不平凡的一年，对储能产业亦是如此。2022年，我国新型储能迎来了爆发式增长，新增投运新型储能项目装机规模达6.9吉瓦/15.3吉瓦时，与2021年相比，增长率超过180%（此为初步统计数据，终版数据将在2023年4月《储能产业研究白皮书2023》中正式发布）。与之相对应，2022年国家及地方出台新型储能相关政策600余项，相较于2021年政策发布数量实现成倍增长。政策发布主要聚焦在可再生能源、电力市场、电价及补贴等领域，其中国家层面出台储能相关重要政策约70余项，地方层面以浙江、山东、山西、广东、江苏等省出台政策最为密集。在储能产业高速发展的背景下，储能联盟通过储能政策数据库的跟踪，对2022年储能主要政策进行盘点和分析，为业界同仁了解政策和产业发展提供参考。

一、可再生能源配储不断探索市场模式

(相关资料图)

2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》，《实施方案》是推动“十四五”新型储能规模化、产业化、市场化发展的总体部署，并从技术创新、试点示范、规模发展、体制机制、政策保障、国际合作等重点领域对“十四五”新型储能发展的重点任务进行部署，提出到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，电化学储能系统成本降低30%以上。

截至2023年1月，全国已有26个省市规划了“十四五”时期新型储能装机目标，总规模约71吉瓦，各地规划的装机规模超过国家规划近两倍。其中可再生能源配置储能是规划中的重点，据中关村储能产业技术联盟统计，目前约有二十多个省份发布了鼓励或强制新能源配置储能的政策，配置比例在5%～55%之间，时长大概为1～4个小时。其中湖北、新疆等地出台政策，以抽水蓄能、新型储能的建设规模来核算新能源装机的比例和装机规模，安徽、甘肃、宁夏等地公布多批竞争性配置项目，新能源配置储能的比例成为评分标准的重要一项。

可再生能源配置储能政策的推进，反映了随着新能源渗透率持续提升，对灵活性资源的需求不断加大，但是目前“一刀切”，强制配储的政策，也加重了新能源发电企业的负担，同时由于缺少成本回收途径，以及系统的统筹优化，可再生能源配储使用效率较低，收益普遍较差，根据中电联2022年11月发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储等效利用系数仅为6.1%。

图1 各省明确“十四五”储能装机规模汇总（单位：吉瓦）

为了降低初始投资，提高系统运行效率，发挥储能对系统的调节作用，自2019年青海、江苏、湖南等地开始探索共享储能的建设运行模式，2022年，独立储能、共享储能成为各地新能源配储建设的主要模式之一，与新能源场站内配建储能相比，独立共享储能可作为独立主体参与电力市场，目前独立共享储能主要通过参与各地辅助服务市场、现货市场获得收益，并根据各地新能源配建储能政策获得容量租赁收益。

由于我国电力市场仍处于改革阶段，新型储能参与电力市场的机制尚不完善，仅通过市场交易尚难以获得合理收益，因此无论是新能源场站配建储能，还是独立共享储能电站，目前均未形成可持续的商业模式。同时，目前尚未出台新能源租赁储能容量的执行细则，尚未建立具有公信力的共享储能租赁平台，因此储能电站容量租赁存在价格不透明、权责不明确等问题，使得容量租赁在具体执行中难以落地。

二、新型储能迈出参与现货市场第一步

2022年5月国家发展改革委、国家能源局联合发布《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》，这份文件是目前新型储能参与市场和调度运行最为重要的文件，对新型储能在参与市场中关于身份、电价、交易机制、调度运营机制等诸多关键问题予以明确。该文件首次定义独立储能，打破原有独立储能物理位置及产权界限，坚持以市场化方式为主，优化储能调度运行，优化调运机制，保障市场公平，并明确独立储能充电免交输配电费和政府附加基金，减少成本和运营压力。该文件发布后加快了各地推动储能参与现货市场、中长期市场、辅助服务市场的进程，拓展了储能商业模式，促进新能源配储的市场化发展，优化了新型储能调度运行。

2022年山东率先推动新型储能参与现货市场交易，共有6家独立储能电站参与现货交易，总装机50.3万千瓦，实际最大放电电力48.8万千瓦、最大充电电力49.9万千瓦，试运行期间，山东电力现货市场日内最大峰谷差价达到1.5元/千瓦时。2022年山西、甘肃等现货试点区域也陆续发布政策推动新型储能参与现货市场运行。此外，12月北京市电力交易中心发布的《新型储能主体注册规范指引（试行）》，适用于国网经营区内具有法人资格的独立储能主体，进一步规范新型储能参与市场的相关问题。

参与现货市场是新型储能的重要收益途径，以目前市场运行情况来看，新型储能仅靠现货市场价差尚难以获得盈利。2022年夏季我国很多省份出现电力供应紧张的情况，而现有市场机制在电力供应紧张时段难以体现稀缺电力、电量的价值，也缺少相关市场品种来有效组织灵活性资源进行交易。此外，新能源目前参与现货市场的比例有限，目前市场无法反映新能源进入市场后带来的价格变化，无论是新能源联合储能参与市场、还是独立储能参与市场，均难以完全体现储能在不同时段电量与容量的价值。

三、辅助服务市场仍是储能获利主战场

2021年底国家发布新版两个细则后，全国各地纷纷发布地方的新版两个细则，2022年辅助服务相关政策共发布33项（包括征求意见稿）；目前已有四个区域（南方、华北、华东、西北）、三个省份（山东、江苏、西藏）发布新版两个细则，进一步细化调峰、调频的执行细则，并针对储能提出参与不同辅助服务品种的考核标准及补偿标准。

2022年，辅助服务市场进一步向储能开放更多交易品种，南方区域、华东区域、山东省、山西省、西藏自治区等地增加了储能参与一次调频，新增转动惯量、快速调压、稳定切机、旋转备用、黑启动等品种的交易；此外西北区域、华东区域、南方区域、浙江省、重庆省、安徽省等地对新型储能参与调频通过容量补偿+里程补偿的方式给予支持，西北区域、甘肃省增加了调峰容量市场，新型储能可通过参与调峰容量市场获得一定的预期收入；广东省增加深调市场，在现货市场运行期间，储能参与深度调峰可以获得0.792元/千瓦时的补偿，该政策有效地推动了辅助服务市场与现货市场的衔接，体现了储能在参与系统调节过程中的电量价值。

2022年各地的市场规则和电价政策，逐步将辅助服务费用计入电力用户电费结算中，进一步扩大了辅助服务市场的规模，不过由于市场规模和资金平衡，各地主要采用以收定支的方式进行分摊。

辅助服务市场是体现新型储能支撑系统安全运行的电力、电量价值的主要渠道，也是新型储能获得收益的主要来源，目前新型储能可以实际参与交易的品种仍然有限，市场机制、价格机制还需进一步完善和稳定。

四、用户侧储能商业化发展已具备基础

自2021年7月《关于进一步完善分时电价机制的通知》印发以来，全国31个省区市进行了分时电价改革，对用户侧储能发展产生了深远的影响。峰谷价差套利仍是用户侧储能最大收益来源，2022年针对用户侧储能补贴政策频发，成为地方争取项目投资、加速产业落地的重要手段；峰谷价差+需求响应/用户侧调峰/虚拟电厂+运营/装机补贴，代替可中断负荷或错峰用电指标直接为业主带来经济价值。

2022年平均价差超过0.7元/千瓦时的有16个省市，广东省（珠三角五市）、海南省、浙江省位居前三。其中峰谷时段和峰谷价差是影响用户侧储能项目运营经济性的两大重要因素，峰谷时段的划分决定充放电策略，进而影响实际价差套利的净收益。以10兆瓦/20兆瓦时储能项目为例，总投资为4000万元（EPC单位造价2元/瓦时），系统循环效率90%，充放电深度90%，全年运行330天。广东省每日两充两放的度电净收益为2.718元/千瓦（有尖峰）和1.970元/千瓦（无尖峰），静态回收周期约为5.58年。合理设置的峰谷时段以及进一步拉大的峰谷价差，结合需求响应等补偿政策，推动了用户侧储能在东南沿海以及工业发达地区的应用。

图2 2022年电网代购电平均价差（单位：元/千瓦时）

五、补贴激励促进产业快速发展

截至目前，全国各地正在执行的储能补贴政策共32项，其中2022年共发布20项，2022年储能补贴政策主要以用户侧为主，注重与分布式光伏相结合，地方招商落地、产业需求较为旺盛，其中浙江、江苏、四川、安徽、重庆、广东等地政策出台最为密集。补贴方式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主，补贴方向主要以与分布式光伏结合、节能技改、低碳减排以及产业落地为主。

2022年，各地政府对储能产业招商及项目落地需求旺盛，各地补贴政策直接激励产业扩大生产，降低企业运营成本，有助于储能项目投资运营，同时也需要冷静、客观看待补贴政策对产业发展的影响。回顾光伏、风电产业发展的历程，良好的产业支持政策有助于提升我国储能产业在全球市场竞争中的优势，但与此同时，持续的研发投入，不断提升技术性能水平，提高生产制造能力，合理布局下一代技术，优化产业链发展生态，才是我国储能产业在激烈的国际竞争中生存立足的根本。

表 用户侧储能补贴政策

六、促进储能产业商业化的相关建议

2022年，国家及地方600余项储能相关政策出台，直接促进各地规模化储能项目落地实施，随着电力市场改革逐渐步入深水区，储能政策的重点已开始转向市场机制和调用机制。目前的政策和市场机制下，储能仍缺乏稳定、可持续的盈利机制，这是制约储能商业化发展的最主要因素。针对储能各主要应用场景，提出建议如下：

在可再生能源配置储能方面：应按照因地制宜原则，统筹规划可再生能源配置储能，避免无效投资；加快新能源全量进入各类市场的节奏；探索新能源+共享储能联合运行的商业模式。

在辅助服务市场方面：进一步细化调频服务品种，根据需求细分快速、慢速不同频率市场，使得传统机组与新型储能等在不同的市场中可以区分体现价值；优化辅助服务市场性能评价、价格、排序、出清等算法和规则，建立有序、公平竞争机制；建议明确不同辅助服务成本的分类分摊、传导机制与原则。

在现货市场方面：推动新型储能逐步采用报量报价模式参与现货市场；合理制定现货市场限价区间，优化电价政策，进一步拉大峰谷价差；建议给予新型储能选择调度方式的权力；加大现货市场信息披露，提高新型储能的市场力分析与监测等能力。

在容量补偿方面：根据区域调峰、调频容量需求，制定科学的调峰、调频容量折算方法，合理体现储能在系统中的容量价值；明确容量补偿的进入与退出机制，使得新型储能投资主体能够更好地评价中长期收益风险；推动新能源全量参与各类市场，探索建立容量市场。

此外，针对独立储能，应进一步明确独立储能、非独立储能定义及调用机制，独立共享储能与新能源场站联合运行/独立运行机制需进一步细化，针对共享租赁市场，需出台相关运营规则或指导方案，建立具有公信力的区域容量租赁平台，确保交易公开、公正，保障租、用双方的权责。

同时，我们建议出台支持新型储能发展的财税优惠政策，降低储能成本，进一步加大支持储能技术、装备、制造政策力度，增强储能产业链竞争力，同时安全政策应考虑储能技术进步与规模化发展需求，进一步规范储能项目的建设运行管理。

2023年，随着疫情政策不断优化调整、经济复苏、国际交流加强，我国储能产业仍将保持快速增长的趋势，在激烈的国际市场竞争中，我国以锂离子电池为代表的新型储能技术在全球市场格局中占据绝对领先优势，同时，压缩空气、液流电池、固态锂离子电池、钠离子电池等其他主要储能技术在研发和生产制造方面亦处于国际领先地位。发展新型储能不仅是我国落实“双碳”目标、实现能源转型的必要支撑，同时也是我国实现产业升级、推动经济发展的战略性新兴产业，是我国在全球能源转型背景下形成发展优势的重要技术和产业支撑。因此对新型储能产业的政策支持，一方面需要精准和深入，破解其参与市场的壁垒，另一方面在产、学、研、用、金融、财税等各个方面的政策应形成合力，形成体系，为新型储能的发展营造健康的市场环境，推动其健康、可持续发展，继续保持和扩大我国新型储能来之不易的国际竞争优势。