储能是建设可再生能源高占比能源系统、推动能源绿色转型发展的重要装备和关键核心技术，其双向功率特性和灵活调节能力可以解决波动性可再生能源并网带来的系列问题，将电力生产和消费在时间上进行解耦，使传统实时平衡的“刚性”电力系统变得“柔性”，提高可再生能源系统的灵活性、稳定性和电网友好性，显著提升可再生能源的消纳水平^[1-5]。目前储能已成为世界上各主要国家重点发展的新兴产业，也是我国“十三五”规划期间重点发展的战略性新兴产业，根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)储能项目库的不完全统计，截止2019年底，全球已投运储能项目的累积装机规模为184.6 GW^[6]，同比增长1.9%，中国已投运储能项目累计装机规模为32.4 GW，同比增长3.6%。

储能在我国电力调频、调峰、电力备用等辅助服务市场上初具经济性，但储能参与市场的价格和机制还不够健全，无法实现其作为商品的属性^[7-10]。这一系列问题也在一定程度上制约了储能的商业化进程。储能产业相关政策的发展是保障技术适度和有效发展的重要手段，目前我国关于储能的相关政策还不完善，本文将梳理我国现有的储能政策，分析总结目前存在的主要问题，并进一步提出相关建议。

为推动储能行业发展，国外主要发达国家出台了涉及战略规划、市场机制、技术研发、财政税补等方面的配套政策^[11-13]。我国在可再生能源快速发展、电价政策不断完善、储能安装补贴政策发布、储能应用效果日益显现等多重因素的推动下，少部分储能技术已经开始由示范应用向商业化初期过渡，“十三五”时期我国国家层面出台的主要储能政策包括如下几类。

一是储能产业发展规划。2017年，我国印发了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》(简称《指导意见》)，作为支持我国储能产业发展和技术应用的第一个综合性文件，提出了两个阶段性储能发展目标，即第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡，第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变^[14-15]。《指导意见》的发布，明确了我国“十三五”和“十四五”期间为探索储能商业化发展道路而制定的“两步走”的战略方案，提出未来十年储能发展的目标，明确支持10 MW/100 MW·h级超临界压缩空气储能系统、10 MW/1000 MJ级飞轮储能阵列机组、100 MW级锂离子电池储能系统等储能技术。电网侧储能也在《指导意见》支持下，布局了一批有引领作用的重大储能试点示范工程。到2019年，印发了《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019—2020年行动计划》，计划提出加强先进储能技术研发，推进大容量压缩空气储能等重大先进技术项目建设，推动百兆瓦压缩空气储能项目实现验证示范；推进储能项目在大规模可再生能源消纳、分布式发电、微网等领域示范和应用；推进抽水蓄能发展和新能源汽车动力电池储能化应用；完善落实促进储能技术与产业发展的政策；加快推进储能标准化^[16]。计划的出台为我国储能技术的进一步发展指明了方向，在国家层面政策的影响下，我国装机规模快速增加。而到2020年，储能成为国家能源工作的重点方向，被作为国家的战略性新兴产业，成为一个新的经济增长点，实现了储能的多领域融合渗透，初步建立了商业模式。近年储能产业发展规划方面的政策汇总如表1所示。

二是储能应用在电力市场的激励政策。2018年7月，国家发展改革委、国家能源局联合出台《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》，提出促进清洁能源消纳和电力资源大范围优化配置，要求“各地要取消市场主体参与跨省区电力市场化交易的限制，逐步放开市场主体跨省区交易”。2018年7月，国家发改委发布了《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》，意见要求拉大高峰时段和低谷时段的电价价差，鼓励储能企业发挥削峰填谷作用，参与电力市场交易获得收益。

2020年6月国家发展改革委、国家能源局印发了《关于电力中长期交易基本规则》的通知，在此之前，储能企业是不能作为一个独立的电力市场主体去参与中长期交易的，此通知明确了参与电力市场中长期交易的市场成员中包括储能企业。虽然目前储能参与电力市场交易还有一定的阻碍，但是此项规则的制定，说明政府越来越重视储能的发展，储能在电力市场中的地位逐步增强。

2020年7月，国家发改委发布了针对《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》，该通知将电力中长期交易从“电量交易”转变为“带时标的电力、电量交易”，进一步完善电力现货市场价格形成机制。2020年12月，国家发改委、能源局印发《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》，其中指出要拉大峰谷价差，交易双方签订分时段合同时，可约定峰谷时段交易价格，也可参考上一年平均交易价格确定平段电价，峰谷电价基于平段电价上下浮动。峰谷差价作为购售电双方电力交易合同的约定条款，在发用电两侧共同施行，拉大峰谷差价，峰谷电价政策为储能产业的发展创造了有利的条件。

三是可再生能源、清洁能源发展类政策。尽管我国对可再生能源消纳问题高度重视并取得了显著成效，但从弃水、弃风、弃光的总量来看，规模超过200亿千瓦时，总量仍达到某些国家近一年的用电量。国家发改委2017年底曾发布《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，提出要实施可再生能源配额制管理。2018年3月，国家能源局发布的《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》，首次明确了2018年、2020年各省的可再生能源电力总量配额指标、非水电可再生能源配额指标以及相关考核办法。截至2019年底，全国累计风电装机2.1亿千瓦，光伏发电2亿千瓦，生物质发电2254万千瓦，为实现2020年我国非化石能源占一次能源消费总量比重的15%目标提供了有力支撑。随着《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见》的发布，让储能深度融入了电力行业，加快了储能技术的进步，“可再生能源+储能”这一应用模式也加速发展。我国可再生能源、清洁能源政策汇总表2所示。

四是新能源汽车类政策。新能源与电动汽车行业均为我国战略性新兴产业，现阶段国内汽车市场乃至全球汽车市场的发展重点都在新能源汽车领域，发挥新能源汽车作为移动式灵活储能的调节资源，通过合理的价格机制引导电动汽车参与需求侧响应，在新能源大发时段有序发电，在负荷用电高峰放电，能有效提升电力系统灵活调节和运行能力^[17]。中国作为全球领先的新能源汽车发展地区，国内市场对以电动车为主的新能源车型提供了极佳的发展环境。近年来新能源汽车类主要政策汇总如表3所示。

我国地方储能政策主要包括“十三五”时期能源规划类、调峰辅助市场运营规则类、储能项目地方补贴政策以及储能协同可再生能源发展类政策。

地方政府根据中央政府的政策文件精神，并结合地区经济基础和产业特点制定相应扶持政策，为储能产业的发展提供了良好的政策保障，同时也优化了储能产业发展环境，在未来必将有效促进储能产业大发展。据统计，全国各地区共31个省份、地区发布了“十三五”时期能源发展规划政策，汇总如表4所示，其中有22个地区的规划提到了储能的发展，在这些政策的推动下，步入“十三五”后，建设了一批储能、智能微网等新型能源技术应用示范项目，电化学储能技术作为储能产业的潜力股率先进入发展快车道，电化学装机规模迅速增长，储能产业逐步由示范应用转向商业化的过渡期。其中随着锂离子电池制造成本的降低，锂离子电池在储能领域迎来爆发式增长。表明随着国家储能政策和市场环境的变化，我国储能的发展进入了一个有序发展的战略布局新阶段。

目前，储能在我国电力市场有5个应用领域：电源侧、集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧、用户侧。其中集中式可再生能源并网的项目已经初具规模，辅助服务和电网侧项目也迎来新的发展。近年国内多个省市和地区发布了电力辅助服务建设方案和运营规则，这些规则进一步促进了电力辅助服务市场健康有序的发展，也为储能等新技术以及新市场主体参与电力市场提供了平台。据统计，截止2020年8月我国已有17个省份地区发布了调峰辅助服务市场政策文件，分别为福建、湖北、湖南、贵州、甘肃、东北、河南、广西、青海、江苏、河北、山东、华北、宁夏、安徽、山西和重庆，几乎每个地区都指出储能可参与电力市场

并可获得相应补偿收益。《新疆电力辅助服务市场运营规则》、《东北电力辅助服务市场运营规则补充规定》等文件在确立电储能参与电力辅助服务市场主题的基础上，赋予电储能极大的灵活性，电储能既可以联合火电作为交易主体，也可单独作为交易主体；在交易方式上，主要是双边协商和集中竞价两种^[18]。另外华北地区提出第三方独立主体参与电力调峰辅助服务市场的试点方案，是探索将电力辅助服务市场参与方由发电侧延伸至负荷侧的新机制。各地区调峰辅助市场运营规则汇总如表5所示。

2018年8月，天津市工信委、财政局发布关于组织申报2018年天津市供热机组“热电解耦”改造补助备选项目的通知，为推动“热电解耦”改造，缓解冬季电网调峰，将对增设蓄热、储能设施等技术方案实现供热调峰能力的改造项目进行补贴。要求项目是在2014年1月1日以后实施、且已完工投入运行，对改善电网调峰具有实际效果，单个项目补贴资金不超过600万元且不超过项目总投资的30%。这是我国最早对储能项目进行补贴的的地方政策，极大地激励了地方储能的发展。而后合肥、苏州、昆明、新疆、西安等地也陆续出台了地方补贴政策，其中苏州市地方政府的补贴无任何对储能系统容量、放电时长的要求，补贴门槛较低，而江苏是我国的工业集中地区，用电峰谷价差水平居全国前列，用户侧储能发展迅速。近三年来我国主要地方储能补贴政策如表6所示。

2019年7月，新疆发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，通知明确按照不低于光伏电站装机容量15%，且额定功率下的储能时长不低于2小时配置储能系统，要求尽力通过调峰辅助服务市场予以储能系统充电补偿。2019年8月，西藏发布《关于申报我区首批光伏储能示范项目的通知》，明确为增加西藏电力系统备用容量，促进光伏消纳，依据目前光伏电站布局及消纳情况，优先支持拉萨、日喀则、昌都已建成光伏电站侧建设储能系统，规模不超过200 MW/1 (GW·h)，同时鼓励在阿里地区建设20 MW光伏+120 MW·h储能项目，总项目装机规模将达1.12 GW·h。

以上两个通知的发布为我国新能源配置储能的模式拉开了帷幕，据北极星储能网统计，目前我国明确提出可再生能源配储能要求的地区已有17个，而配置的比例各不相同，其中山西省因配备储能比例高而备受关注，其《关于2020年拟新建光伏发电项目的消纳意见》中建议新增光伏发电项目应统筹考虑具有一定用电负荷的全产业链项目，配备15%～20%的储能，落实消纳协议。相关政策汇总如表7所示。

全国各地峰谷价差的合理调整对储能技术应用特别是用户侧储能的应用支持显著，加大峰谷电价的实施力度，引导用户错峰用电，使储能的应用价值得以合理的核算，可提高项目的收益水平，并对提高电力资源的利用效率有积极的作用^[19]。目前在各省市下调工商业销售电价后，北京、江苏、广东、浙江、安徽、云南、上海等地的一般工商业的峰谷价差超过0.7元/(kW·h)，其中北京城区和郊区各电压等级的峰谷价差更是高达1元/(kW·h)以上，而江苏、广东部分地市、浙江也普遍超过0.8元/(kW·h)，为这些地区用户侧储能的开展提供了较为有利的条件。据资料分析，峰谷价差大于0.7元/(kW·h)便可以有收益^[20]。但对于未来用户侧储能市场来说，除了政策上需要进一步扩大电价差之外，储能的成本、寿命也直接影响国内用户侧储能的推广。2018年7月，国家发改委印发了《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》，明确指出加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷，利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展。目前已有江苏、山东、云南、贵州等地先后转发了该文件，表示将加大峰谷电价支持力度。近年我国地方主要峰谷电价政策如表8所示。

储能作为能源结构重要的支撑技术，近年来，在储能核心技术不断突破、储能产业快速发展和社会认知度不断提升的同时，电力企业也越来越重视储能的发展^[21]。2019年南方电网和国家电网印发了《关于促进电化学储能发展的指导意见(征求意见稿)》和《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》，内容主要围绕电网侧储能发展和通过输配电价疏导电网侧储能项目资产两方面。2019年5月，国家发改委印发了《输配电定价成本监审办法》，明确电储能设施不得计入输配电价，意味着在储能降本难度大、产业发展不成熟、盈利模式不清晰的阶段，输配电价不能成为电网侧储能新的可行商业模式。同年11月，国家电网公司发布了《关于进步一严格控制电网投资的通知》，规定不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学设施的建设。因此之后国家电网的政策主要集中在发展储能的关键技术和重点领域，并首次明确了国网公司发展的储能政策机制方向，具体信息汇总如表9所示。

储能作为电力系统调节能力的供应者，在完善储能参与电力市场规则时，应不断明确储能功能定位，参与电力市场的合理身份。2018年，美国就将储能列为独立的电力资产；2019年，英国对储能定义进行修订，将储能系统归类为发电设施。我国储能的身份不明确直接导致其在市场准入、计量、结算等方面衍生出诸多问题，影响了行业的快速发展。目前大部分地区独立储能参与辅助服务市场存在容量规模的限制，以山西调峰辅助服务市场为例，山西作为国内最早实现储能调频服务商业化的地区之一，辅助服务市场规定若储能参与发电企业或电力用户联合调峰，储能无建设规模要求；若储能独立参与市场，则要求其准入条件为不小于20 MW/40 MW·h^[22] 。目前尽管我国陆续出台了储能参与调峰、调频等电力辅助服务的相关政策，并允许储能以独立身份参与市场，然而受政策制约，目前国内储能基本借由发电企业身份参与电力系统运行，独立储能项目较少，规则上允许进入但实际操作存在交易平台难以支撑，进入市场后与其他参与主体的差别化“待遇”仍旧是储能参与辅助服务市场面临的最大问题^[23]。

目前我国明确新能源配储能项目需求的省份已经覆盖了17个，从整体能源发展形势来看，新能源配套储能已是大趋势，然而新能源配置储能没有相应的准入门槛，没有相应的技术要求，所以很容易造成安全事故，甚至出现劣币驱逐良币的怪现象。另外以新疆光储配套政策为例，在2019年7月份政策下发后，共有10家企业参与建设221 MW/445 MW·h储能项目，这本是2019年推动可再生能源规模化发展的一大进步，但因为该政策相关支持内容无法落地实施，储能投资风险较大，大部分储能系统供应商和投资商纷纷退出新疆市场。随后新疆发改委发布《关于取消一批发电侧光伏储能联合运行试点项目的通知》，将原公布试点的总规模221 MW/446 MW·h的36个项目缩减到仅保留5个项目，储能规模也缩减到77 MW/154 MW·h。

储能系统作为新能源发展的助推剂，在可再生能源并网、分布式发电与微网、调峰调频、需求响应等领域发挥着重要作用。然而长期以来，对比动力电池的补贴政策，国家对储能领域的重视程度却相对要弱很多。储能的成本在很大程度上影响着储能的经济性，相比国外对地方储能补贴的力度而言，我国的地方补贴落地实施的少之又少，而对储能项目的资金支持是目前支持储能技术应用最有利的资金补偿方式。目前部分省市开始出台用户侧补贴政策和新能源发电侧技术要求，天津、合肥、苏州和西安等城市率先明确了储能项目补贴，其他省市有望举旗响应。

习近平总书记在党的十九大报告中指出，要推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。当前全球能源格局正在发生由依赖传统化石能源向追求清洁高效能源的深刻转变，为实现我国“碳达峰、碳中和”目标，储能正进入高质量快速发展的重要时期。为了支撑储能产业发展，除了要对储能技术的研发与示范给予足够支持外，政策支持也至关重要。针对我国储能发展存在的问题以及现有政策的短板问题，提出以下政策建议。

一是明确储能参与电力市场的主体身份。无论是在辅助服务市场，还是在现有的电力现货能量市场，必须开放储能的电力市场身份，这需要国家和地方层面形成共识，明确独立储能设施并网、接入方式等具体的实施细则，允许其作为独立市场主体开展运营。例如在用户侧储能方面，应制定相应策略将配套储能纳入电网规划。另外为了增加储能技术的灵活应用，从全系统角度优化配置和调用储能的角度，建议不同容量的独立储能站，可接入不同电压等级，得到公平调度和公平报价。

二是完善储能价格机制。进一步实施峰谷电价和储能电价政策，峰谷电价在不同地区有所差别，应合理拉大峰谷价差，引导用户合理用电并参与调峰，为电网削峰填谷和吸引储能投资创造更大空间。对于储能电价，政府主管部门应对储能的购电价格、放电价格、输配电价格以及结算方式等方面制定单独的交易电价政策，补偿储能所产生的经济效益和环境效益。另外在经济基础较好、市场化程度高的地区，应加快探索储能容量电费机制，试点储能容量市场，灵活调节电力资源容量。

三是鼓励投资主体多元化。在理顺投资回报机制、明确不同电压等级项目并网流程的前提下，降低储能项目的投资成本和风险，提高储能项目参与电力市场服务的便携性，从而鼓励发电商、电网公司、用户端、第三方独立储能企业等有条件的投资方投资建设和运营储能设施。

四是合理规划储能与可再生能源协调发展。按照实现整个电力系统安全运行和效率最优的原则，在规划新能源发展配置储能比例时，针对不同新能源接入形式、不同新能源规模比例，对储能的配置要求进行精细的计算，提出相应的储能配比及解决方案，明确储能发展的规模和建设区域等，使储能的配置达到最优。此外对于储能与可再生能源协调发展的政策应增加长效机制，保持政策稳定性和可持续性，促进储能行业长远发展。

五是加快完善“分布式+储能”系统标准。随着“分布式+储能”研究的深入和技术的发展，国家发布了分布式能源和储能接入电网相关标准，但标准中所涉及的调度控制及策略问题、控制设备的响应问题、设备的适应性等，需提出更高的要求，以保障我国“分布式+储能”更安全、更有效的发展。