双碳目标下我国储能发展及市场参与激励政策建议

董 军，彭诗程

（华北电力大学 经济与管理学院, 北京 102206）

进入21 世纪以来，化石能源的大规模开发引起的能源安全、环境污染和气候变化已成为全球性问题。为了应对这些危机，新一轮以电为中心、以新能源大规模开发利用为特征的能源变革正在世界范围内蓬勃兴起[1]。2020 年9 月我国确立了“碳达峰、碳中和”的战略目标，同年12 月宣布2030 年风电、光伏总装机容量达12 亿千瓦以上，相较2020 年提升超过4 倍。未来大规模新能源集中并网后，风电与光伏出力的不确定性将对电网在调峰调频、调度运行、电压稳定和继电保护等多方面产生不利影响。因此，在发展新能源接入规模的同时，亟需关注由此带来的系统灵活性问题，确保大规模新能源并网环境下的电力系统安全、稳定、经济运行。

储能作为一项重要的灵活性调节资源，在电力系统发-输-配-用各个环节的应用价值已经得到国内外业界的广泛认可和高度关注，储能系统将是未来能源结构转变和电力生产消费方式变革的战略性支撑。伴随着能源利用模式的变化以及对可再生能源依赖程度的提升，加快推进储能技术和产业发展成为必然。我国储能产业相较于发达国家起步较晚、技术储备不够成熟、市场机制尚不健全。为促进储能产业发展，挖掘储能资源的市场价值，充分调动储能企业的积极性，我国亟需深化电力市场机制改革，分析储能产业发展及市场化参与需要的激励机制与支持政策，推动储能产业健康持续发展。

一、我国储能发展及市场化建设现状

我国的储能按照类别可以分为电储能、热储能和氢储能三大类别，其中电储能是最主要的储能方式。电储能包括电化学储能和机械储能两种类型，我国目前较为常用的电化学储能包括锂离子电池、铅蓄电池及钠硫电池三类；较为常见的机械储能包括抽水蓄能、压缩空气储能以及飞轮储能三类[2-4]。如图1 所示。截至2022 年末，我国储能累计装机容量为59.8GW。其中抽水蓄能占比容量为80%，新型储能如电化学储能和压缩空气储能蓬勃发展，达到13.1GW。锂电池储能以及铅炭电池储能是目前中国电力储能产业的主要应用技术[5]。

图1 我国储能类型

当前，我国的储能产业逐渐走向成熟，在电力系统应用的领域也不再仅限于单一侧，已被视为电力系统“发—输—配—用—储”五大环节的重要构成部分[6]。储能技术在发电侧与新能源配套安装，可以起到经济运行、削峰填谷的作用，通过平滑新能源功率波动，可以增强新能源的可调度性，提升新能源消纳水平。在电网侧安装储能可以实现输电阻塞管理，同时在输电网和配电网发生故障后紧急恢复供电，提升电力系统安全性。用户侧安装的储能可以通过参与电力市场或在分时电价下调节用电需求，减少消费者用电成本；同时还可以提供调频服务和电压支撑等功能。

我国地域辽阔，不同地区的电网资源禀赋、运行特点以及调度管理机制的差异，决定了各地区电网主要需求不同，进而影响各地区对储能发展的政策支持侧重点。如华东区域主要目标是解决可再生能源消纳和减轻区外来电的调峰压力问题，因此在政策支持上主要以分布式新能源配储能电站为对象进行补贴。2021 年温州发布针对用户侧储能按照实际放电量给予运营主体0.8 元/kWh 的补贴标准，同期义乌对接受电网调度的储能系统按照峰段实际放电量给予运营主体0.25 元/kWh 补贴；西北区域以解决供暖和可再生能源消纳问题为主，因此新疆对发电侧火电厂储能设施按照与新能源侧配储能的相同标准进行0.55 元/kWh 进行补贴，宁夏地区在2021 年规定给予储能试点项目0.8 元/kWh 的调峰服务补偿价格，并规定每年充放电次数不低于200 次；我国部分地区为应对需求侧资源集中、高峰时段调峰压力大等问题，将储能纳入需求侧响应管理进行补贴，如河南在2018 年规定储能企业按照要求参与需求响应每次可获得12～18 元补贴，广东也于2019 年出台《广东省2019 年电力需求响应方案》，制定10 元或20 元两个标准的需求响应补贴。

储能在电力系统各环节中的价值可以从电量价值、容量价值和辅助服务价值三个方面体现。在能量市场中，储能通过充放电量体现自身电量价值，然而目前来看，储能的收益无法抵消电池老化和循环效率造成的损失。在容量价值方面，储能通过提供备用服务获取收益，然而由于机会成本较高，经济性也不强。目前我国储能主要通过参与辅助服务市场，通过与新能源配套建设促进新能源消纳或提供系统调峰调频服务体现自身价值，青海等省份明确规定了鼓励储能参与中长期交易等批发市场，但尚无较多实践。虽然储能参与电力市场辅助服务方面优势明显，但我国真正确立其独立合法地位时间并不长，直到2016 年国家能源局发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》才首次承认储能独立参与辅助服务的合法地位。2017 年10 月，根据国家发改委联合财政部、工信部、科技部和能源局发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，储能参与电力调频辅助服务市场机制初步建立。同年，山东、新疆等多省份陆续发布更新电力辅助服务市场运营规则，随后各省的新政中多次出现储能，储能在电力辅助服务中的重要地位逐渐凸显。

在市场参与形式上，储能作为独立主体参与电力市场一直是改革重点。湖北、山西、福建等地均已发布政策支持独立储能电站参与辅助服务市场，可无需与绑定的主体分享辅助服务收益，也为“共享储能”创造了条件。共享储能电站资源不专属于某一新能源站或电网，而是以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源整合，并统一协调服务于网内所有电站，推动源网荷各端储能能力全面释放。2019 年“青洽会”期间，青海省格尔木工业园与上海电气签订投资协议，同年12 月开工建设规模为32MW/64MWh 的共享储能项目，这也是我国首个共享储能项目[7]。

聚合储能作为储能参与电力市场的另一种形式，以江苏、华北为代表的地区明确鼓励综合能源服务商聚合可调资源参与调峰。华北电网由于其削峰填谷需求明显，负荷侧可调节弹性资源丰富，调峰辅助服务市场运转良好，因此率先开展了将电动汽车、分布式储能、可控负荷纳入京津唐电网实时优化控制，参与调峰辅助服务市场的实践。2019 年底，华北能监局正式发布《第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场试点方案》，确定国网电动汽车公司、冀北虚拟电厂（冀北综合能源服务公司）、特来电新能源有限公司作为首批参与单位并签订了并网调度协议和结算协议，为京津唐电网提供负荷侧调节资源总量26 万千瓦。

目前，随着储能产业的发展步伐加快以及各地试点的尝试和探索，储能市场化交易的结算价格整体呈下降趋势。在2020 年7 月国家发改委召开的全国能源迎峰度夏电视电话会议也明确储能、调峰要通过交易来回收成本，靠扩大峰谷价差来实现，储能运营模式市场化的趋势最终目标也是保障消费者的利益，有利于促进低成本调频机组为电网提供辅助服务，保障整体市场长效经济运营。

二、我国储能产业发展及参与市场面临的障碍

（一） 建设成本与经济性风险

通过梳理我国各省份的补贴政策可以发现，目前我国对于储能产业的补贴优惠政策主要集中于运行阶段，不同省份地区根据资源分布与系统需求情况对储能电站的充放电和提供的辅助服务给予了不同程度的补贴。然而由于我国储能产业目前仍处于发展阶段，集中于运行阶段的补贴无法完全减少前期投资建设成本，降低投资风险，一些技术难度高、回报周期长的储能项目无法得到有效的激励，储能产业的高质量发展也受到局限。

作为一种新的灵活性调节资源，储能在我国快速蓬勃发展的稳定预期已经形成，但是经济性和盈利性仍然是我国储能商业化进程中的巨大障碍。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的调研，中国储能项目建设和运营中普遍存在着建设初始投资成本高、储能项目并网接入费用高、项目投资回收期长等困难和障碍。此外，我国目前的储能项目盈利模式仍相对单一，储能价值回报空间有限，依托峰谷价差收益不仅无法弥补项目投资，还存在着巨大的不确定性和政策风险。

（二） 储能产业管理规则不健全

随着我国储能产业发展的规模化进程加速，储能在行政审批流程、并网调度规则、系统安全标准、产品检测认证等方面的制度欠缺也逐渐暴露出来。在行政审批流程方面，目前我国各地储能项目备案管理的操作流程和所属部门仍无明确规定，各地方政府对于储能项目管理的制度要求差异也较大。在并网调度规则方面，目前对于储能系统接入电网的电压等级和电能质量要求、储能逆变器的继电保护、单个并网点的储能功率控制、储能系统并网测试验收要求等方面都尚无明确、统一而简化的规定。

另一方面，储能技术标准的缺位也是储能产业的巨大隐患。我国储能系统的发展有多种技术路线，虽然经过多年的示范发展，但技术路线仍未定形。我国的储能技术可以分为电储能、热储能和氢储能三大类别，当前主流的电化学储能技术又包括有铅碳电池、锂离子电池等多种技术，他们性能特点和经济性各不相同。在我国众多储能产品与技术并存的情况下，如果行业技术标准缺乏明确指标，会对储能产业造成严重不良影响。

（三） 储能参与市场交易机制不成熟

我国储能建设与电力市场改革目前仍都处于发展阶段，电力市场中针对储能系统的交易机制尚不健全，储能的多元价值无法在市场机制中完全体现。在我国电力市场交易品种有限、规则尚不完善的情况下，储能在交易的过程中往往与其他主体一样，仅以电量单一指标进行价值测量，储能系统独有的快速响应特性、灵活调峰调频优势的市场价值无法得到完全体现。特别对于可再生能源发电侧储能应用，目前仍然以电存储为主，而储能最具价值的灵活性调节作用未能充分发挥，储能系统在提供调频调峰辅助服务、降低电网备用容量、改善可再生能源机组电力输出质量等方面的应用价值难以量化和获得回报。现阶段发电侧储能应用大规模系统配置所需资金成本较高而投资回报较低，需要依靠示范项目加以推动。我国储能产业的商业化发展目前仍然缺少灵活性资源市场化交易机制与价格形成机制。

（四） 储能成本利益分配制度不完善

目前许多国外电力市场已经明确了储能作为独立服务提供商的市场参与身份，而我国储能作为独立主体参与市场才起步不久，不同省份市场化进度也并不统一。例如山西和湖北等省份在2020 年便明确了储能的独立市场主体身份。而南方部分省份的储能独立市场主体身份直到2022 年3 月才在国家能源局南方监管局发布的《南方区域电力辅助服务管理实施细则》中得到明确规定。我国储能系统参与市场的运营方式目前更多的仍是与发电企业联合参与市场，在市场中被认为是发电主体的一部分。储能系统盈利方式一方面是利用其自身的快速充放电特性，对发电机组的AGC 性能进行提升，进而与发电企业共享系统辅助服务补偿；另一方面是与新能源发电机组联合参与市场，对新能源弃风弃光电量进行存储、释放，与新能源发电主体共享上网电量收益。目前我国储能与其他主体联合参与市场的利益分配计算方式主要以政府的文件规定为主，以电量为指标进行收益补偿费用的计量，储能资源的灵活性优势无法得到完全发挥，储能系统的市场价值尚未得到真实体现。并且按照现行辅助服务市场补偿标准，辅助服务费用由发电机组单方面承担，而终端用户却无需承担相应的费用。补偿成本将分配给低于其自身服务强度的机组，储能与发电主体参与市场的积极性均未获得有效激励。

三、储能产业发展及市场参与激励要素

（一） 建设扶持与运营补贴

在储能产业建设过程中，如何降低储能产业建设的成本，减小投资风险，增强储能产业创新能力，是促进储能产业可持续健康发展的重要手段。近年来储能建设速度逐渐加快的过程中，各地区为促进储能产业发展难免出现争先恐后，甚至各自为政的局面，对储能产业的补贴也容易出现“大水漫灌”、“多而不精”的现象。统筹不同地区与产业制定相关政策，对优质储能资源与先进企业进行精准扶持，通过科学方式量化储能市场价值，给予合理补贴，是激励储能产业发展的重要因素。

（二） 监管方式与技术标准

储能作为技术密集型产业，产业链条长、资本投入大、技术要求高、安全责任重，在监管流程上要从不同的角度进行多种方式的监管。只有制定技术标准，对储能产业的规划、施工、并网、运维等各环节进行标准体系建设，才能推动储能产业向高质量发展。在储能产品检测认证方面，考虑到储能技术路线、产品规格、应用场景复杂性，应适时建立产品检测与认证体系，才能对储能产业发展进行正面引导，提高产业发展水平。

（三） 电力市场的价格波动

储能系统参与电能量市场时，通过峰谷价差进行套利是其重要的盈利途径，在电能充足且价格低廉时存储电力，并在电能稀缺且价格昂贵时将其释放到电网中。根据美国LBNL 实验室分析，当新能源发电容量占比提升至40%时，会造成现货市场价格2-4 倍的波动，给储能资源带来极大的盈利空间。如果市场价格波动较小则储能较难通过峰谷价差获利，合适的价格波动幅度是激励储能参与电能量市场的重要因素。价格波动一定程度上与市场规则中的市场限价有关，市场限价应综合考虑燃料价格、地区经济发展水平、历史电价水平、发电新增装机预测、负荷增长预测、社会稳定性保障及其他政治经济因素等，经科学测算后合理确定。市场限价应体现发电侧投资激励、市场的电能价值和市场运行风险防范，并根据外部环境和条件变化动态调整。

（四） 成本利益的分配方式

储能作为独立市场主体参与电力市场时，可以与发电企业、电网企业或用户侧合作参与交易，储能的电量价值、辅助服务价值及容量价值可以通过市场化的方式得到体现。由于我国对储能资源参与市场的容量门槛要求高，很多中小储能企业选择与发电主体联合参与市场。在联合参与市场并获得一定收益后，如何进行利益分配是决定储能获利多少的关键，对于相关问题的研究也一直是各国学者的研究重点。同时，储能企业与发电主体共享利益的同时，电力市场各主体之间的成本分配机制也应进行合理制定，对储能企业投资建设的风险进行合理分摊，对储能企业参与系统调节的成本进行有效疏导。

四、我国储能产业发展及市场化转型的激励政策设计建议

（一） 税收与补贴优惠激励政策

税收补贴优惠包括税收的减免与费用直接补贴等，其对于降低储能产业投资成本、缩短储能项目投资回收年限起着至关重要的作用。目前已有很多发达国家提供了丰富的税收补贴优惠的政策经验，如美国根据储能设备的特性设置了不同的投资税优惠额度；英国和法国对储能企业以加速折旧税收优惠的形式进行政策扶持，对企业的技术创新与设备更新进行财政补贴支持。国外的税收补贴优惠经验对于我国储能系统已具备一定规模或产业相对发达的地区，值得借鉴。

1. 税收补贴优惠从直接优惠向间接优惠转变

目前我国对储能产业的税收补贴优惠政策主要以直接优惠的方式为主，间接优惠相对较少。直接优惠主要是包括扣除或减免税收、税率优惠计算、按量补贴等方式。为了更好发挥政策引导作用，体现社会公平性，在优惠政策中可以从整体性的直接优惠向具体性的包括加速折旧、投资抵扣、提取风险准备金等方式的间接优惠转型[8]。

2. 针对我国储能产业税种的优惠政策调整

针对我国储能产业发展特点，降低储能产业建设成本、减轻企业负担，我国可以从相关性最大的增值税、所得税以及设备进出口关税几方面进行优惠政策调整。通过调整增值税税率甚至免征的方式，促进储能产品的生产与大规模运用；对储能产业用于技术开发的相关费用及技术相关的折旧部分予以所得税前扣除或准予加速折旧抵扣[9]；对符合《国家重点鼓励发展技术目录》中的储能产业投资类项目的自用进口设备或零部件予以关税减免或实施关税优惠。

3. 优惠政策向研发环节转移

在储能产业整体税收补贴优惠的背景下，为避免未来技术断代，甚至“卡脖子”的情况，应将税收补贴优惠重点向研发及技术转化环节上转移。对于储能产业创新研发费用加计扣除比例应该增加，对于已经形成无形资产的，按照更高的资产成本比例进行摊销，对于储能产业的科研补助，也可以纳入税收扣除及财政补贴范围，更好地促进储能产业新技术、新产品的创新与研发。

（二） 监管激励政策

储能作为我国的新兴产业，如何进行精准扶持，避免无序竞争；同时避免监管死板，流程繁琐，甚至出现“一刀切”政策现象，是激励储能产业高质量发展的重要问题。因此，对于储能产业发展的监管政策提出如下建议。

1. 强化储能规划与政策执行监管

对于储能产业的规划需要进行科学的规划，充分考虑各地区资源与经济发展水平，统筹不同地区与行业制定相关政策，保障规划落实。在政策制定过程中，做好国家与地方规划衔接、产业规划与系统规划衔接，为储能产业发展与新形势下的电网建设提供坚实保障。

2. 完善电价与储能成本的监管

随着我国宏观政策对电价下调的要求，在实体经济受惠的同时，若忽视电价改革市场化趋势，会导致电价无法真实体现电力商品价值，还会阻碍配套市场机制发挥作用。针对我国储能产业发展的经济性特点，政策上应完善投资成本与运行收益的分配制度及监管力度，保障风险利益共担共享的市场机制，促进储能产业可持续发展。

3. 完善储能相关产业机构监管

建立储能产业相关的组织机构、管理机构和技术机构，统筹储能产业管理事务与职能部门，对产业配套规划执行情况、运行情况进行有效监督，完善对储能产业资金使用情况的审查制度，为储能产业持续发展提供多方支持。

（三） 市场建设激励政策

随着我国电力体制改革逐渐加深，电力市场建设逐步成熟，储能参与我国电力市场也越来越广泛。我国不同省份对于储能参与辅助服务市场的补偿标准差异较大，缺乏统一标准；结算方式较为简单；补偿价格普遍偏低，无法完全满足储能主体的收益。针对我国储能参与市场目前仍存在的一系列问题，提出如下市场建设激励政策。

1. 进一步明确储能市场主体身份

澳大利亚电力市场对储能以发电商和用户两类身份进行市场注册[10]。而欧盟ENTSO-E 在电力市场则规定，储能在作为发电资产和用电负荷使用者外，也可以作为平衡资源提供者（BSP）的角色[11]。目前我国各地区对于独立储能参与市场的规模与容量有相当高的要求，同时出台了一系列新能源强制配储能的要求，许多中小规模储能主体选择与发电侧主体联合参与市场。目前我国对利益分配方式没有统一要求，影响了中小规模储能企业的市场参与积极性。应进一步明确各类储能企业的市场主体定位，反映不同服务品质与价值，更好地引导储能产业发展。

2. 因地制宜设定市场参与门槛

根据我国不同地区资源情况，合理设计各地独立储能设施进入市场的资格，在技术准入门槛的设计上体现储能调节性能，更有效地体现不同储能设施的技术优势，作为优质调节资源参与电力市场。

3. 合理设计储能补偿标准

随着我国新型电力系统建设的展开，系统灵活调节需求也不断增长。为更好地体现不同储能资源在调峰、调频辅助服务中体现的调节性能，应完善以储能资源调节性能为指标的费用补偿机制，对储能市场主体进行合理补偿，改善目前数量-报价形式的单一补偿标准现状。

4. 完善市场价格机制

探寻储能合理价值的发现方式和回收机制，尤其是在峰谷分时电价、容量价格机制和调峰调频等辅助服务价格方面，进行进一步研究，提升储能产业发展市场空间，争取以市场化手段实现储能价值的合理回报。

5. 完善现货市场设计

目前我国电力现货市场建设刚刚起步，在未来电力现货建设过程中，应通过现货市场形成分时电价的信号，更好地反映市场实施需求，引导储能作为市场主体的运行方式得到优化，获取更能体现资源价值的收益，充分调动储能资源参与市场的积极性。

（四） 融资机制激励政策

当前，我国储能产业已进入商业化运营初级阶段，储能产业作为创新重点领域，政策上应该不断完善在融资体制机制方面的设计，更合理地对储能建设成本与收益进行分配，减小投资风险，增强储能的市场灵活性。

1. 自投资+自运营模式

作为最简单的融资模式，政策上可以鼓励发电企业或电网公司通过自有资金或其他融资方式独立投资建设储能电站，同时自己拥有运营、维护和检修团队进行储能电站的日常运维，储能电站的经营权和所有权均归属于发电企业或电网公司，储能电站获取的全部收益归企业自身所有。

2. 融资租赁模式

政策上鼓励发电企业或电网公司作为承租人，自主选择需租赁的储能设备。在租赁期内发电企业或电网公司只享有租赁物的使用权但不享有所有权，并负责维修和保养租赁物件。租赁期满，承租人正常履行合同的情况下，租赁物的所有权转移给承租人，如图2 所示。

图2 融资租赁模式示意

3. 混合投资+委托运营模式

政策上鼓励发电企业或电网公司和其他社会资本共同投资建设储能电站，储能电站的运维和管理费用由社会资本提供给运营商，由运营商负责储能电站的运行维护工作，储能电站的收益由双方按比例共享。该模式符合混合所有制改革趋势，引导社会资本投入储能产业，发电企业或电网公司与社会资本共同对储能电站提供资金保障，储能运营商对储能电站提供技术保障，保障储能电站的良性发展，如图3 所示。

图3 混合投资模式示意

五、结语

在我国储能产业蓬勃发展与电力体制改革逐渐深化的背景下，政策与市场环境已经逐渐成为影响储能产业发展的关键因素。我国双碳目标及能源转型目标的确立，是我国改革储能相关政策与市场规则的重要推动力。与英美及西欧发达国家相比，我国从“碳达峰”到“碳中和”目标的过渡期更短，意味着节能减排路径更陡峭，技术难度更大。为更好地鼓励储能作为灵活性资源参与电网调节，更充分发挥储能资源优势，充分体现储能资源市场价值，本文分析了储能在我国现行政策条件下产业发展面临的困难与市场化机制障碍，为储能产业及参与市场化交易的相关激励政策从税收补贴优惠、监管、市场建设及融资机制四个方面提出了具体建议，促进我国储能产业长远发展，助力我国“双碳目标”顺利实现。