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關鍵詞：新型儲能；儲能政策；商業(yè)模式；電力輔助服務；獨立儲能
新型電力系統(tǒng)的兩大特征為可再生能源的占比不斷增大和新型儲能的參與不斷深入，新型儲能是指除抽水蓄能以外以發(fā)出電量為主要功能的技術手段，它能有效平抑新能源并網帶來的波動，保證系統(tǒng)電能質量，平衡系統(tǒng)功率不平衡，是新型電力系統(tǒng)的重要組成部分，是按時實現雙碳目標的基礎保障，也是推進“十四五”可再生能源規(guī)劃順利實施的有力手段。2021年由國家發(fā)展改革委和國家能源局聯合印發(fā)的《加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》中，首次明確了新型儲能的發(fā)展方向，同時要求各部門合理規(guī)劃，加快構建完整的政策體系，加強政策的引領作用。自此，國家在新型儲能方面的政策頻出，2022年印發(fā)的《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》指出了“十四五”期間新型儲能的發(fā)展目標，提出大力推進新型儲能由目前的商業(yè)化初步明朗階段逐漸步入大規(guī)模應用階段，同時提升新型儲能核心技術的創(chuàng)新，逐步降低系統(tǒng)成本，從而促進國內新型儲能市場環(huán)境和商業(yè)模式的成熟。在備受關注的儲能行業(yè)發(fā)展方面，各類政策和補償不斷實施，僅2023年1月份，全國共發(fā)布13項儲能產業(yè)相關政策，其中，國家政策4項，地方政策9項。在這些政策的大力扶持下，儲能產業(yè)鏈結構逐漸清晰，形成了上游原材料、中游是核心設備和下游儲能運維的完備產業(yè)鏈。
可以看出，新型儲能的發(fā)展前景廣闊，且當前仍處于快速發(fā)展的時期，而政策對于新型儲能的發(fā)展起到指明方向的作用，因此對新型儲能的政策進行研究具有重要意義。本文梳理了國內新型儲能的發(fā)展現狀，包括現有規(guī)模以及規(guī)劃容量，整理已經實施的政策文件，同時結合典型工程，從不同應用場景分析新型儲能的商業(yè)模式，最后總結出當前存在的問題，并針對問題提出相關建議。
1 新型儲能現狀和政策梳理
1.1 新型儲能現狀
2022年6月1日，國家能源局等九部門聯合印發(fā)《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》，其中提到“十四五”期間可再生能源發(fā)電占比超過50%，同時到2025年可再生能源消納責任權重達到33%。同時還提到，可再生能源的消納主要有三種方式：一是提升可再生能源的存儲能力，主要針對抽水蓄能和儲熱；二是促進可再生能源就地消納；三是推動可再生能源外送消納?？梢钥闯觯瑑δ苁翘嵘履茉聪{率最快捷、最有效的方式，因此亟須規(guī)劃配置更大容量的儲能。
據統(tǒng)計，截至2021年底，全國的儲能裝機規(guī)模達到4000萬千瓦以上，其中新型儲能裝機規(guī)模為600多萬千瓦，截至2022年底，全國已投運新型儲能裝機規(guī)模接近900萬千瓦，增長速度越來越快。2022年我國共計20個省市和自治區(qū)發(fā)布了“十四五”期間的儲能發(fā)展目標，到2025年，這些地區(qū)將累計實現儲能裝機規(guī)模近54 GW，已經遠超國家能源局發(fā)布的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》文件中提出2025年達到3000萬千瓦的目標。表1為20個省市關于新型儲能規(guī)劃的具體內容。
表1 20個省市“十四五”儲能規(guī)劃匯總
從表1中可以看出：①從儲能應用場景來看，北方省份以新能源配儲能為主，華東地區(qū)的省份還包含用戶側儲能應用，而南方省份多以火電廠配儲能為主；②目前儲能配置在電源側是主要應用場景，因此需要政策引導新型儲能應用場景的多元化發(fā)展；③多數地區(qū)鼓勵配置儲能就地消納新能源，不斷推進源網荷儲一體化進程；④多數省份均鼓勵儲能多元化，以適應不同應用場景的需求，而且鼓勵新型儲能技術創(chuàng)新，以提高儲能電站的普適性。
1.2 新型儲能政策梳理
通過對儲能現狀的梳理可以看出，我國新型儲能規(guī)劃的裝機容量很大，新型儲能產業(yè)處于邁入規(guī)模化發(fā)展的關鍵階段，面對如此規(guī)模的新增儲能容量，國家的重心逐漸轉移到推動新型儲能技術性和創(chuàng)新性發(fā)展上來。2022年2月，《新能源基地跨省區(qū)送電配置新型儲能規(guī)劃技術導則》(征求意見稿)發(fā)布，這是我國實施的標準中首次明確儲能配比的部分重要原則，提出評價中需考慮的關鍵參數，也是國家層面出臺的首份指導新能源裝配規(guī)模的技術準則。國家能源局還表示會加快推進新型儲能標準體系建設，推動儲能領域涉安全強制性標準研制，這表明我國新型儲能的技術標準體系已形成輪廓。
全國各地的新型儲能規(guī)劃推動了國內儲能裝機容量的增長，但新型儲能的收益來源模糊，一直是制約其進一步發(fā)展的瓶頸。因此，除了儲能技術性、創(chuàng)新性以外，其商業(yè)化進程也是政府的關注點。2022年2月13日，國家能源局發(fā)布對十三屆全國人大代表第BH0108號建議的答復，答復中提到，國家高度重視并推進健全新型儲能價格和市場機制，將會安排中央預算內投資支持儲能技術產教融合創(chuàng)新平臺的建設。在以往的政策中，也能體現出國家對于電價和輔助服務市場的重視程度。首先是電價政策方面：2021年印發(fā)的《關于進一步完善分時電價機制的通知》提到各個地區(qū)應按照當地實際情況，合理劃分電價的峰谷時段，除此之外還建立尖峰電價，有效擴大峰谷價差，為用戶側儲能優(yōu)化了商業(yè)環(huán)境；2022年印發(fā)的《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》指出對于不同的應用場景，建立不同的價格機制；同年印發(fā)的《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》中規(guī)定，獨立儲能給電網供電不承擔輸配電價，該政策降低了獨立儲能電站的運維成本。然后是儲能參與輔助服務的政策：2021年印發(fā)的《電力并網運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務管理辦法》中提到，支持新型儲能參與輔助服務；2023年印發(fā)的《2023年能源監(jiān)管工作要點》中，要求要完善用戶參與輔助服務分擔機制，建議所有用戶為調頻、調峰等輔助服務買單，降低儲能項目回本年限；近兩年全國多個省份修訂了新電力輔助服務管理實施準則，同時拓寬輔助服務渠道，積極探索黑啟動、爬坡、轉動慣量等服務類型。
為促進儲能商業(yè)化進程，僅依靠國家層面的鼓勵政策是不夠的，還需要實質性的補償機制。因此全國多個省份紛紛出臺新型儲能補償政策，表2對典型省份的補償政策進行匯總分析。
表2 典型省份的補償政策匯總
由表2可知，①從補貼政策發(fā)布的區(qū)域看，浙江、廣東、江蘇等東南沿海經濟發(fā)達地區(qū)出臺補貼政策數量較多；②從補貼金額最高額看，重慶、長沙儲能補貼最高金額均高達1000萬元，其中，重慶市引導新能源配儲是為了提高本地區(qū)新能源消納水平，長沙則是為了完善新型儲能材料產業(yè)鏈從而降低儲能成本；③新型儲能的補貼政策主要以用戶側為主，同時應用場景大多為光伏配儲能，補貼方式主要有放電補貼、容量補貼以及投資補貼。
2 新型儲能商業(yè)模式
各省份的新型儲能規(guī)劃推動了國內儲能裝機容量的增長，各地政府出臺的新型儲能配置補償政策成為國內新型儲能裝機增長的主要驅動因素。同時大量新型儲能補貼政策的實施，加快了新型儲能的商業(yè)化進程，新型儲能市場能夠吸引更多的投資商，各方的努力不斷推動新型儲能的產業(yè)化進程，逐漸形成了以下幾種收益模式：
（1）新能源容量租賃。容量租賃費是決定獨立儲能項目經濟性的最關鍵因素之一。根據《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網規(guī)模的通知》，獨立儲能電站可以向需求方提供容量租賃，并收取對應費用，費用標準目前并未確定，大致在300元/(kW⋅a)左右，主要基于項目的收益要求。目前，新能源儲能容量租賃尚處于發(fā)展初期，對于100 MW/200 MWh的儲能電站，按80%容量完成租賃，租賃標準300元/(kW⋅a)測算，全年容量租賃約2400萬元。
（2）輔助服務補償。2021年8月，國家能源局正式印發(fā)新版《并網主體并網運行管理規(guī)定》和《電力系統(tǒng)輔助服務管理辦法》(簡稱新版“兩個細則”)，正式承認了新型儲能擁有獨立的并網主體地位，需要遵守安全穩(wěn)定運行相關規(guī)定的同時，也能參與輔助服務市場獲取收益。2022年6月，國家能源局南方監(jiān)管局印發(fā)南方區(qū)域新版“兩個細則”，首先提高了獨立儲能電站的標準，再次確定了其主體地位，同時鼓勵探索其收益模式，提高補償標準，促進了其商業(yè)模式的完善，表3為“兩個細則”定義的輔助服務類型。
表3 南方區(qū)域“兩個細則”定義的輔助服務類型
目前，新型儲能常見的輔助服務形式主要有調峰、調頻(包括一次調頻、二次調頻)兩類，各地區(qū)的具體收益不同，但調峰多為按調峰電量給予充電補償，價格從0.15元/kWh到0.8元/kWh不等；而調頻多為按調頻里程給予補償，根據機組響應AGC調頻指令的多少，給予0.1～15元/MW的調頻補償。
（3）電力現貨市場。作為獨立的市場主體，儲能電站可以根據電網的負荷預測曲線等數據，合理制定自己的充放電計劃，并按照現貨市場價格結算。進入電力現貨市場后，充電時為市場用戶，從電力現貨市場直接購電；放電時為發(fā)電企業(yè)，在現貨市場直接售電。國家發(fā)改委、能源局《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》同時明確指出獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，減少儲能電站度電成本0.1～0.2元/kWh。當前現貨市場價差套利機制逐漸完善，2022年日現貨價差超過1元/kWh時有出現，為獨立儲能電站的利用價差套利獲取更大利潤帶來了空間。
（4）容量補償。2022年11月25日，國家能源局發(fā)布了《電力現貨市場基本規(guī)則(征求意見稿)》和《電力現貨市場監(jiān)管辦法(征求意見稿)》其中指出各地區(qū)要結合實際需要，建立市場化容量補償機制，用于鼓勵各類電源投資建設、保障系統(tǒng)發(fā)電容量充裕度、調節(jié)能力和運行安全。新型儲能與備用火電在系統(tǒng)中的作用類似，利用小時有很大的不確定性，僅靠電量電價難以維持經濟性，因此需要容量電價予以補償。但與抽蓄、火電不同的是，電化學電站建設便捷，調節(jié)性能優(yōu)異，國家政策方向是將電化學儲能盡可能推向電力市場去獲利，容量電價僅為電化學儲能收益保底手段。
收益模式的多樣性使得新型儲能在不同應用場景下都具有盈利能力，目前國內的儲能模式可分為3種：電源側新能源配置儲能、用戶側配置儲能和獨立儲能，下面將對3種模式進行分析，結合不同模式下的收益模式，研究典型省份或工程，總結出新型儲能在不同應用場景下的商業(yè)模式。
2.1 電源側配儲
電源側儲能的收益模式主要有：減少新能源棄風棄光帶來的收益、提供電網一次二次調頻輔助服務的收益、減少雙細則考核費用的收益以及通過市場交易峰谷差價套利帶來的收益。下面以山西省為例，對其進行具體分析。2022年6月10日，山西省能源局發(fā)布了《山西省電力市場規(guī)則匯編》，指出將虛擬電廠儲能企業(yè)納入山西電力市場主體范圍，獨立儲能以“報量報價”方式參與現貨市場。同年5月18日，山西能源監(jiān)管辦印發(fā)《山西電力一次調頻市場交易實施細則(試行)》的通知，這是全國首個針對新型儲能參與一次調頻有償服務的地方政策，促進了儲能發(fā)揮快速調頻能力。
首先在降低棄風棄光率方面，按照山西風電和光伏項目平均利用小時數計算，100 MW風電和光伏項目棄電量為：380萬千瓦和78萬千瓦，因此山西省的新能源項目棄風棄光率較小，約為1.9%和0.6%；同時山西省棄風棄光主要集中在1～3月份且限電的具體時間、限電的時長和限電的幅度都無法預知。所以限電季節(jié)的不均衡性和限電規(guī)律的不確定性使得儲能設備難以發(fā)揮其應有作用。
其次在提供電網一次二次調頻輔助服務方面，山西省電網一次調頻需求次數多，周期短，對速度和精度要求較高，電化學儲能調頻速度快，容量可調，可作為優(yōu)質的調頻資源；電網二次調頻對調頻時長要求比較高，最短時長為2小時45分，電化學儲能系統(tǒng)的優(yōu)點難以發(fā)揮，因此一次調頻對響應速度和精度要求嚴格，更有利于發(fā)揮電化學儲能的調頻優(yōu)勢，值得持續(xù)關注。
然后在減少雙細則考核費用方面，考核一方面要求新能源場站做到規(guī)范化、精細化、數字化運行管控；另一方面要保障供電安全，把波動性、間歇性的新能源，調節(jié)變成友好、穩(wěn)定的電能。山西省部分風電場盈利，部分風電場虧損，通過儲能系統(tǒng)精確充放電，促進新能源場站實際發(fā)電曲線和預測發(fā)電曲線趨于統(tǒng)一，可以減少相應費用。
最后是通過市場交易峰谷差價套利，山西電網節(jié)點電價呈現出較為明顯的峰谷特點，為差價套利產生收益提供了可能，但同時經過測算，考慮以上所有收益，電源側儲能項目投資收益要達到一個合理的水平，電網峰谷價差需要達到0.86元/kWh。目前山西電網電力市場化交易中實際的峰谷價差較小，因此其商業(yè)模式還需要進一步研究。
新能源配儲模式的發(fā)展障礙包括收益來源的不確定性以及收益分配的不公平，缺少對應的政策加持，同時儲能成本需要進一步降低，只有這樣該模式下的收益才能覆蓋成本的投入。儲能在參與輔助服務市場、電能量市場等方面的機制有待進一步完善，儲能安全特性、涉網特性等還需進一步開展實證驗證。目前新能源配儲模式的收益來源主要有新能源消納補償以及減少棄風棄光補償，收入來源太過單一，若要大幅提高收益率，提升投資方的積極性，則需要從提高儲能建設補償和提高儲能調用次數兩個方面入手。
2.2 用戶側配儲
用戶側儲能在供電應用場景下主要作為可靠性應急保障電源，提高供電可靠性，改善電能質量，實現高比例新能源友好接入和高效消納。隨著整縣光伏的大力推進及高供電可靠性需求應用場景的不斷增多，儲能在重大國際國內活動用電保障、芯片、制藥、化工、精密制造等工商業(yè)園區(qū)優(yōu)質供電和縣域光儲直柔電力系統(tǒng)建設等具有廣闊的應用前景。
目前用戶側配儲最主要的收益來源為峰谷電價套利，同時該領域的商業(yè)模式也會越來越成熟。2022年6月7日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，文件指出適度拉大峰谷價差，為用戶側儲能發(fā)展創(chuàng)造空間。國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，要求系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4∶1，其他地方原則上不低于3∶1，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。
對大工業(yè)用電而言，安裝工商業(yè)儲能能有效降低兩部制電價的兩部分電費支出：分布式光伏“自發(fā)自用”，結合峰谷時段合理利用儲能系統(tǒng)，有效減少實際用電費用；工商業(yè)儲能系統(tǒng)可大幅降低容量電費。圖1為工商業(yè)配儲實現雙降的示意圖。
圖1 工商業(yè)配儲實現雙降
我國目前絕大部分省市工業(yè)大戶均已實施峰谷電價制，通過降低夜間低谷期電價，提高白天高峰期電價，來鼓勵用戶分時計劃用電，從而有利于電力公司均衡供應電力，降低生產成本，并避免部分發(fā)電機組頻繁啟停造成的巨大損耗等問題。
2.3 獨立儲能
獨立儲能電站是指具備調度直控條件，以獨立市場主體身份直接與電網公司簽訂并網協議，承諾歸屬電網公司管理，并按照其接入位置與電網企業(yè)和相關發(fā)電企業(yè)或電力用戶等相關方簽訂合同，約定各方權利義務的儲能電站。而共享儲能可以看作是獨立儲能的一種商業(yè)模式。簡單而言，共享儲能就是把獨立分散在電網側、電源側、用戶側儲能電站資源進行優(yōu)化配置，最后由電網統(tǒng)一協調。獨立共享儲能具有靈活性強、適用場景廣、分布廣泛等優(yōu)勢，可以有效提高儲能利用率和儲能項目收益率；獨立共享儲能的投資主體清晰，更容易參與電力市場輔助服務及現貨市場，從而推動資本對儲能電站投資積極性，圖2為獨立共享儲能的收益來源。
圖2 獨立共享儲能的收益來源
“新能源容量租賃＋調峰輔助服務補償租賃費”或“新能源容量租賃＋現貨市場價差”為當前獨立儲能兩種主流商業(yè)模式。當前各個省份針對獨立儲能的商業(yè)模式有所區(qū)別，例如山東省除了新能源場站租賃費以外，還包括現貨市場節(jié)點電價差以及按月度可用容量給予適當容量補償費用，浙江省則為現貨市場峰谷價差＋輔助服務市場收入，新疆為贈送新能源指標＋充電補償收益(0.55元/kWh)，寧夏為優(yōu)先發(fā)電量獎勵＋調峰收益(0.8元/kWh，保證600次)＋新能源容量租賃，山西省則主要為一次調頻收益。
在新能源容量租賃方面，針對出租容量的實際使用權，部分省份歸屬儲能電站，部分省份歸于新能源電廠。山東的獨立儲能電站運營模式下，新能源租賃儲能容量后，并不享有儲能電站的實際使用權，對于儲能電站的運營方來說，每一份容量可以獲得租金、現貨市場價差、容量補償等多項收益；甘肅省則規(guī)定，獨立共享儲能電站租賃容量，由新能源場站享有使用權，租賃后剩余容量按規(guī)定可參與容量市場。
在參與輔助服務獲得補償方面，調峰輔助服務補償是獨立儲能電站獲取收益的最主要手段。截至目前，南方區(qū)域電網各省市、湖南、青海、寧夏等多個區(qū)域市場都出臺了獨立儲能電站調峰補償規(guī)則。除了單次補償價格，使用頻次也是決定其盈利水平的關鍵。以山東省1個100 MW/200 MWh儲能電站為例，獨立儲能電站調峰補償0.2元/kWh，保證調用時長1000 h/a，全年可獲得補償2000萬元。
在參與電力現貨市場交易方面，以山東為例，平均2 h最高電價為0.7元/kWh，平均最低電價為0.1元/kWh，在考慮儲能充電時需要承擔的容量電價(0.099元/kWh)，以及現貨交易規(guī)則下的一些附加成本(約0.02元/kWh)，1個2 h的儲能電站實際可獲得的充放電電價差約為0.5元/kWh。以85%的循環(huán)效率，全年運行330天，每天1次充放電循環(huán)計算，全年可獲得的現貨市場收益約為2481萬元。
當前因國內各省市電力市場與相關政策的差異，獨立共享儲能電站的經濟性也存在較大差異。根據2022年7月山東電力交易中心介紹，山東省1個100 MW/200 MWh的儲能電站，目前可獲得的收益來自容量租賃費用、現貨市場價差收益、容量補償費用，全年總計2000多萬元的收益水平，仍然不足以支撐獨立儲能電站運營；而在湖南省，以華自科技定城步儒林一期項目為例，該項目容量全部出租，每年容量租賃收入即可達4480萬元，電力輔助服務假設調用費用為每次400元/MWh，年收益2640萬元，兩項收入合計7120萬元，項目已有一定盈利能力。
通過對以上新型儲能商業(yè)模式的分析，可以看出“新能源＋儲能”已經成為我國新能源行業(yè)發(fā)展不可逆的趨勢，而新能源配置儲能的模式一直在不斷探索和完善。作為新型儲能的一種運行模式，現在大部分獨立儲能項目是電網旗下子公司招標建設并運營，收益來源清晰，這種商業(yè)模式未來可能在國內成為主流模式。
3 存在的問題及建議
新型儲能是催生能源工業(yè)新業(yè)態(tài)、打造經濟新引擎的突破口之一，在構建國內國際雙循環(huán)相互促進新發(fā)展格局背景下，加速新型儲能產業(yè)布局面臨重大機遇。于中國而言，目前儲能整體經濟性仍然較差，中國儲能產業(yè)快速發(fā)展，但整體規(guī)模尚小。但是強配儲能政策可有效刺激短期儲能需求，儲能短期裝機有望高速增長。長期來看，風光發(fā)電量占比將持續(xù)提升，且國家陸續(xù)出臺政策增厚儲能經濟效益，儲能經濟性邊際向好，儲能產業(yè)向市場化、商業(yè)化方向發(fā)展。目前，新型儲能發(fā)展還面臨以下幾項關鍵問題：
一是新型儲能成本居高不下，距全面商業(yè)化應用還有較大差距。以電池儲能為例，相關機構預測，到2035年，全球電動汽車動力電池對于鋰離子電池的需求超過3500 GWh，旺盛的需求除了對鋰資源提出挑戰(zhàn)，也造成鋰離子電池成本居高不下，當前鋰離子電池尚無法滿足電動汽車動力電池的需求，更難以支撐上億千瓦級的儲能市場，同時非電池部分成本仍占到儲能系統(tǒng)成本的50%，如何降低成本將是未來重要任務。
二是新型儲能價格機制未建立，商業(yè)模式仍有待探索。當前只有部分省份對獨立共享儲能建立了較為明確的市場規(guī)則，但相關規(guī)則基本只著眼當下，無法長期適用。對于用戶側儲能，除峰谷差套利外尚無其他盈利模式；對于電網側，收益結構不明顯。同時，儲能產業(yè)鏈尚未形成閉環(huán)，儲能廢舊設施回收利用政策體系仍有待建立完善?？傮w來看，適合國內儲能產業(yè)發(fā)展的市場機制和商業(yè)模式仍有待進一步探索。
三是新能源配置儲能標準缺失，監(jiān)管難度加大。沒有價格標準的限制，儲能設備成本對于盈利能力有限的新能源發(fā)電項目造成極大壓力，從實際情況來看，目前缺乏統(tǒng)籌規(guī)劃和管理，小規(guī)模的儲能難以真正發(fā)揮作用，造成資源的極大浪費。同時，儲能電池回收報廢行業(yè)規(guī)范和技術標準有待建立，多種電池回收處理兼容性有待加強。
四是新型儲能示范項目落地實施較為困難，同時調用次數不夠。示范項目存在較多的不確定性，需要通過實際項目進行驗證和優(yōu)化，且落地后調用次數不能得到保障，經濟性無法保證，難以獲得市場和投資者的青睞，在資金、應用場景、審批流程等多重因素制約下，面臨很多困難。
合理解決以上問題，是新型儲能高速發(fā)展以及實現商業(yè)化進程中的必經之路。政策引領在新型儲能行業(yè)發(fā)展中具有重要作用，同時電價改革也是實現新型儲能商業(yè)化的有效手段。因此，擬向政府和電網公司分別提出相應建議。
（1）擬向政府提出以下建議：建議明確儲能定位，加快出臺相關政策，明確新型儲能技術的頂層設計及價值體現；適度拉大峰谷價差，鼓勵進一步拉大電力中長期市場、現貨市場上下限價格，引導用戶側主動配置新型儲能；建議借鑒浙江、遼寧儲能電站運行經驗，推廣兩部制電價在儲能電站的應用；鼓勵儲能發(fā)揮多元作用，誰獲益、誰付費，確保儲能的收益多元化；借鑒廣東省儲能輔助服務納入電價的政策，由全體用戶共同分擔儲能成本；鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，通過技術改造滿足同等技術條件和安全標準時，可選擇轉為獨立儲能項目；制定戶用儲能、光儲充一體化等適應性產業(yè)政策，推動“雙碳”觸達能源應用底層；建議不斷完善替代性儲能準入的技術管理、成本經濟管理和運營管理機制，建立適配各區(qū)域電力市場發(fā)展現狀的成本疏導機制和定價模式。
（2）擬向電網公司提出以下建議：鼓勵探索同一儲能主體可以按照部分容量獨立、部分容量聯合兩種方式同時參與的市場模式；借鑒山東省儲能電站的運營調度政策，獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加；儲能最低運行小時數、最少調用次數等保障性政策應在更多省份、更多領域推廣應用；鼓勵儲能主體在電力運行中發(fā)揮頂峰、調峰、調頻、爬坡、黑啟動等多種作用，增加調用次數；光伏電站配儲比例、配儲時長、分攤儲能成本有一個最優(yōu)比例，需合理制定；開展多種儲能技術工程、運維以及經濟性等方面的實證，促進多元化儲能技術的應用；加大新型儲能技術創(chuàng)新投入，降低儲能成本，同時提高儲能系統(tǒng)安全性。
原標題：新型儲能政策分析與建議
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