“結合國外經驗看，儲能產業要想真正進入商業化、市場化，需要更加積極的經濟性支持政策，鼓勵吸引更多的投資主體參與到儲能產業。在儲能發展起步階段，優先布局“短、平、快”的儲能項目，采取較大力度的資金補貼、稅收減免等激勵性政策，降低儲能投資運營成本，充分激發企業儲能建設積極性”

　　儲能的大規模發展對支撐新能源消納，提升電力系統靈活調節能力，構建新型電力系統具有重大意義。近年來，得益于政策支持、技術進步和風電、光伏裝機量的快速增加，作為新能源的配套產業，我國儲能產業發展迅猛，已超越美國成為全球第一大儲能市場和儲能產品提供國家。不過也要看到，我國儲能產業發展還面臨著結構性產能過剩、有效利用率不高、成本疏導不暢等等體制和技術性問題。對此，應把握新一輪儲能發展機遇期，強化政策設計，集聚關鍵要素，增強產業技術和商業創新，推動儲能產業高質量發展。

　　一、當前面臨的問題和挑戰

　　(一)產能擴張迅速，結構性產能過剩問題凸顯

　　由于我國儲能市場空間巨大，前景廣闊，儲能成為各地政府發展經濟新動能重要抓手，政策頻度和力度持續加力。在政策的推動下，眾多企業紛紛進入儲能產業各個環節，產業投資加速增長，掀起全產業鏈擴產大潮，儲能裝機規模成倍、翻番地增長，尤其是新型儲能。據中關村儲能產業技術聯盟最新披露的行業統計數據，2022年我國新型儲能新增裝機規模達7.3吉瓦/15.9吉瓦時，功率規模同比增長2倍，能量規模同比增長2.8倍。2023年新增裝機規模達21.5吉瓦/46.6吉瓦時，3倍于2022年水平，連續3年單年新增裝機超過前期累計裝機規模。全國約有27個省區市規劃了“十四五”時期新型儲能裝機目標，總規模約84吉瓦，超過國家之前規劃的兩倍。隨著儲能企業爆發式增長和投產擴張，面對目前有限的儲能市場應用規模，也帶來了行業內結構性產能過剩、儲能產品低價低質競爭等問題。部分企業不得不犧牲短期盈利、打價格戰、做虧本買賣，參與市場競爭。據尋熵研究院調查統計，由于碳酸鋰價格下降83%，疊加電芯產能過剩、參與廠商眾多、競爭激烈等因素，2023年儲能電芯和儲能系統價格大幅下降，其中，2小時儲能系統平均報價下降44%;4小時儲能系統平均報價下降47%。

　　(二)部分項目“建而不用”，新能源配建儲能實際利用率不高

　　盡管行業擴產積極，但受市場環境變化、市場機制不完善，行業標準缺失等影響，部分儲能項目盈利水平不高，再加上調度部門青睞規模大的抽水蓄能，“嫌棄”其它新型儲能規模小、“不愿調”，導致存在“備而不建、建而不用”問題，一些企業斥巨資投建的產能面臨閑置狀態。另一方面，目前全國已有28個省區市出臺10—20%新能源強制配儲政策，強制配儲占電源側儲能比重超過80%。但從實際運行數據看，由于主動支撐等能力不足、收益模式不明確，新能源強制配儲平均利用率低。據統計，2022年新能源側配置儲能日均充放電次數僅為0.22次。另據中電聯發布的調研報告顯示，新能源強制配儲在棄電期間至多一天一充一放運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調用、甚至基本不調用的情況，所調研電化學儲能項目平均等效利用系數為12.2%，而新能源強制配儲項目等效利用系數僅為6.1%，遠低于火電廠配儲能的15.3%，電網儲能的14.8%以及用戶側儲能的28.3%。

　　(三)運營模式和市場機制尚不完善

　　儲能產業持續健康、高質量發展的關鍵不在于其時長和規模，而在于是否建立起一個市場化成本疏導機制和成熟的商業運營模式。

　　首先，相較于美國等國家，我國儲能項目收益來源有限且存在一定的不確定性。盡管國家出臺了諸多政策和文件均強調儲能參與電力市場，可通過容量租賃、現貨市場、輔助服務市場和容量補償等方式獲得收益，但由于我國電力市場以計劃調度和雙邊協商為主，市場化程度相對較低，大多省份上述收益不能同時獲得。例如，獨立儲能電站的上網電價、充電電價未有明確定位;輔助服務市場品種單一;儲能容量電價政策尚未出臺等。在內蒙、寧夏、新疆等新能源裝機大省，電力市場化改革相對滯后，市場化收益有限，收益水平普遍偏低。而在山東、山西等電力市場化改革較好的區域，儲能項目收益仍受輔助服務市場容量尚小、現貨價格波幅限制、租賃期限短，租賃周期不理想等因素制約。

　　其次，成本疏導機制尚未建立，項目盈虧平衡難以保證。一方面，我國儲能尚未實現規模化應用，技術成本較高。再加上儲能項目開發、土地、接入、并網驗收、融資等非技術成本，導致儲能成本居高不下。另一方面，我國電力現貨市場仍然以發電側單邊交易為主，儲能成本還不能通過輸配電價疏導至用戶側，成本多由發電側單一主體“買單”，不利于激勵各類經營主體優化配置儲能資源，引導社會資本積極參與儲能建設。

　　(四)儲能企業國際化發展面臨貿易保護主義的挑戰

　　我國儲能產業憑借技術、成本以及產業鏈優勢，目前已成為引領全球的優勢戰略產業。在國內產能擴張過速、市場競爭博弈加劇、商業模式尚需改善的背景下，很多儲能企業選擇市場盈利模式更為明晰，利潤率更高的海外市場，通過出口產品、與國外企業合作甚至海外建廠的方式向國際化發展。但由于當前國際環境日趨錯綜復雜，儲能行業面臨“貿易保護”“產品本地化要求”等方面的挑戰。例如，為爭奪儲能這一戰略制高點，實現產業鏈本土化，美國、歐盟通過《通脹削減法案》、“碳關稅”等政策設定貿易壁壘和政策壁壘，搶占電池材料、電池產品等方面國際標準話語權，一定程度上削弱我國儲能產品國際競爭力，擠壓我國儲能產業國際市場空間。

　　(五)長時儲能戰略布局落后于英美，

　　技術發展亟待突破

　　隨著光能、風能占比逐漸上升，其發電的間歇性對電網影響將越來越大，要解決這個問題，光靠建造更多輸電網絡遠遠不夠，必須依靠不同時長的規模化、高安全性儲能技術，尤其是大容量、長時間、跨季節調節的長時儲能技術。它不僅能在更長時間維度上調節新能源發電波動，還能在極端天氣下保障電力供應，降低社會用電成本。為解決長時儲能部署障礙，加大投資力度，美國在2021年提出10年內將電網規模10小時以上長時儲能成本降低90%的戰略目標;2023年3月提出凈零情景下2050年需部署225—460吉瓦長時儲能。英國也提出了面向長時儲能技術的投資激勵計劃，2024年1月提出在2030—2050年部署20吉瓦長時儲能技術。相對美英等國，我國目前還未有專門出臺針對長時儲能戰略布局和激勵計劃。此外，我國長時儲能技術發展相對滯后，規模化和產能擴大面臨瓶頸，目前建設的絕大多數長時儲能滿足要求的僅僅有極少數的熔鹽熱儲能光熱電站，幾個少量的壓縮空氣儲能以及部分液流電池儲能等示范項目。

　　二、相關對策建議

　　(一)強化頂層設計和規劃引領，統籌發展新能源與儲能

　　一是堅持規劃指引，著眼長遠規劃，國家及各地方統籌布局協調發展。國家層面要綜合考慮電網接納能力、國家清潔能源利用目標等因素，明確新能源項目、儲能項目合理規模和布局，做好頂層設計，省級能源主管部門提出各地區規模及項目布局，并做好與國家相關規劃的銜接，國家和地方上下聯動，避免儲能產業盲目、重復發展和無效配置。

　　二是積極引導新能源與儲能統籌協同發展，探索完善“新能源+儲能”協調和融合發展模式。對新能源配儲規模和比例開展科學論證，因地制宜，不搞“一刀切”的強配模式。對獨立儲能的布點和建設時序提出明確指導，避免一味追求“量”而忽視“質”的“蜂擁而上”和重復建設。充分利用不同應用場景加快商業模式創新，推動風光水火儲一體化融合發展，提升新能源消納水平與儲能的利用率。

　　(二)進一步完善儲能市場機制和價格機制

　　從國外儲能行業的發展經驗來看，建立完善的儲能市場機制和價格機制是決定儲能行業能否可持續性健康發展的關鍵因素，也是儲能行業從商業化初期向規模化發展轉變的重要推手。

　　首先，建立完善儲能價值評價體系。結合我國電力市場建設情況，在全國范圍內明確儲能應用的市場準入條件和主體地位，努力為儲能行業構建一個公平的政策環境，通過完善的市場機制體現儲能的多重價值。

　　其次，合理制定儲能相關電價政策。對于以支撐電力系統調節為主要功能的儲能，可考慮參照抽水蓄能電價機制，建立電量電價與容量電價相結合的兩部制電價機制。用于替代電網輸變電設備投資的儲能，需確保其相較于其他輸變電設備有更好的經濟性，經評估認證后可納入輸配電價回收。

　　同時，還需加快推動儲能參與電力現貨市場，建立終端峰谷電價動態調整機制，發揮移峰填谷和頂峰供電作用，充分發揮價格信號引導作用，適當增加現貨市場價差，擴大儲能盈利空間。適時建立容量市場，體現儲能對系統容量支撐方面的價值，推動儲能在市場中獲得合理收益。

　　再次，合理疏導儲能成本。基于儲能受益對象識別方法，按照“誰受益、誰承擔”原則，研究發電、電網、用戶等多元受益主體間的成本分攤方法。探索、試點將輔助服務成本逐步傳導至用戶側，近中期參與市場化交易的用戶應參與輔助服務費用分攤，未來競爭性市場下過渡至全體用戶承擔。

　　(三)以多元化激勵模式加大儲能政策支持力度

　　目前國內對儲能產業的政策支持更多傾向于行政措施，對應的經濟性措施相對偏少，即使采取經濟性措施持續時間也比較短，高昂的儲能投資成本缺乏疏導渠道，直接限制了儲能規模的快速增長，對于實現儲能在更大范圍內更優的資源配置作用不利。結合國外經驗看，儲能產業要想真正進入商業化、市場化，需要更加積極的經濟性支持政策，鼓勵吸引更多的投資主體參與到儲能產業。在儲能發展起步階段，優先布局“短、平、快”的儲能項目，采取較大力度的資金補貼、稅收減免等激勵性政策，降低儲能投資運營成本，充分激發企業儲能建設積極性，鼓勵配儲比例較大、“風光儲”一體化等系統友好型的新能源開發項目以及保障電網安全和提供輸配電服務的獨立儲能項目優先發展，打造良性發展基礎，促進儲能在短時間內快速形成規模效應。同時，統籌儲能產業鏈發展政策，進一步培育和延伸儲能上下游產業，依托具有自主知識產權和核心競爭力骨干企業，積極推動全產業鏈發展，著力培育和打造儲能戰略性新興產業集群，通過不斷的技術創新和政策驅動，推動儲能行業降本增效，從而形成更充分更良性的市場競爭，助推儲能實現產業化發展。

　　(四)重視和加強長時儲能技術創新研究

　　作為長時間的調節型資源，長時儲能的重要性及發展前景已得到行業內普遍認同。目前我國儲能行業發展還處于初級階段，已有的儲能技術并未完全滿足各應用領域的要求。因此，需要持續開展儲能技術的研發，尤其是那些低成本、高安全、長壽命的儲能技術。

　　一是提前開展以氫儲能為代表的長時儲能關鍵技術攻關布局，加快制定長時儲能技術路線圖。加大基礎研究投入，設立專項資金，支持原始創新，掌握自主知識產權，提高技術應用性價比。

　　二是積極鼓勵長時儲能先進技術的示范應用，以示范工程建設或項目帶動技術創新，提升長時儲能效率、壽命、成本等多維度市場競爭力。

　　三是構建長時儲能技術標準體系，及時結合行業發展水平和新興應用場景優化標準體系，提升行業整體技術水平。

　　四是建立健全長時儲能政策保障機制，從項目管理、科技創新、市場環境、價格機制、產業發展等方面逐步完善長時儲能發展政策保障機制。

　　(五)加強儲能產業行業標準體系建設和市場監管

　　儲能大規模應用和發展，質量和安全性是不可逾越的門檻。在政策驅動和市場誘惑下，近年來很多企業和資本轉行、跨界涌入儲能產業，自身缺乏足夠的技術研發和生產制造經驗積累，生產出的儲能產品在質量、性能及安全性上均難以達到行業標準要求，為能在行業站住腳，實施低價策略，引發當前儲能全產業鏈價格戰，導致儲能項目招投標環節重價輕質，質量低劣產品、存在安全隱患產品能以次充好大量流入市場，行業出現無序競爭的混亂局面。建議相關部門從包括儲能標準、行業監管、市場培育等多方面入手，進一步規范行業發展秩序，調整優化相關政策機制，加強儲能產業行業標準體系建設，強化行業監管準入等多個方面，讓行業回歸市場，實現健康發展。

　　一是推進重點技術標準的研制與實施。組建標準化委員會與工作組，重點推進安全、質量與環保等標準的研制。

　　二是深入開展安全質量檢測和認證。研究和建立鋰電儲能系統安全性檢測和認證制度，培育建設一批儲能綜合檢測平臺和認證機構。

　　三是強化項目生命周期管理。加快實現全流程、全要素的精細化、系統化管理、構建儲能項目全生命周期管理體系，保障儲能系統長期安全穩定運行和環保回收再生。

　　四是加強市場監管，規范各環節利益主體行為，凈化市場競爭秩序，避免市場失靈。