“双碳”战略与新型电力系统建设等多重因素叠加影响下，在新能源建设不断加快的背景下，电力系统中灵活性资源缺口不断扩大，储能由此成为当前的瓶颈和下一步发展的风口。
储能通过为发电、电网、用电等环节提供缓冲，发挥削峰填谷、电网调频、平滑输出、减少弃电等“调节器”“稳定器”效果。
当前储能多元格局已经形成，应用场景逐渐多元化，伴随国家与地方规划目标的逐步明确，多时间尺度储能技术将协同推动新型电力系统建设。
然而，储能依然面临利用效率与盈利水平普遍不高的现实问题。
由此需要储能配套政策推动其快速商业化应用。
当前围绕储能成本高、盈利低的问题，政府在容量电价、分时电价以及各类补贴政策方面持续发力，不断提高储能参与电力调节的竞争力。
预计未来储能成本高企局面将通过电价限制放开、用户侧疏导以及转变补偿计量方式等方面政策来持续改善。
随着技术逐渐成熟，储能已经成为电力系统安全可靠的关键组成要素，通过为发电、电网、用电等环节提供缓冲，发挥削峰填谷、电网调频、平滑输出、减少弃电等“调节器”“稳定器”效果。
近期，国家发改委、国家能源局相继印发《“十四五”新型储能发展实施方案》《关于加快推动新型储能发展的指导意见》等顶层政策文件，为储能产业快速发展、新型电力系统建设指明方向。
一、储能发展的形势需求构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统为储能发展创造机遇。
未来电力系统中新能源占比逐渐提高，新能源自身波动特性对系统灵活调节能力提出更大需求。
受出力不确定性与不可控性影响，新能源平价上网不等于平价利用，新能源装机规模上涨会增加火电等常规电源的辅助服务、新能源功率预测，以及新型储能等手段消纳新能源的系统性成本。
国网能源研究院的研究成果显示，在以煤为主的电源结构中，新能源系统渗透率超过15%时，电力系统中现有火电、水电、抽蓄等灵活性资源不足以支撑电力系统安全稳定运行，需要建设大量灵活性资源，系统成本进入快速增长的临界点；电力规划设计总院研究成果显示，风电和光伏的利用率每上升一个百分点，系统成本将会大幅上升，新能源发电的综合电价成本上升不可忽视[1]。
预计2022年我国新能源发电量渗透率14%，已接近电力系统安全、低成本消纳临界点15%，将倒逼储能进入发展快车道（冯俊淇等，2022）。
我国电力系统灵活性资源缺口较大。
根据《“十四五”现代能源体系规划》要求，到2025年我国灵活调节电源占比要达到24%左右。
欧美等灵活性电源占比较高，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%[2]。
美国加州在发展新能源、推动电力系统转型方面经验丰富，2020年底电力系统中灵活性电源装机4477万千瓦，相当于传统电源装机的80%，是风光装机的2.3倍[3]。
与之相比，我国电力系统中灵活性调节资源占比明显不足。
在当前我国装机结构中，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到6%，其中“三北”地区风电、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%，但灵活调节电源不足3%，调节能力与需求相距甚远[4]。
目前灵活性资源开发依然面临很大挑战。
其中，火电灵活性改造技术逐渐成熟，改造规模不断扩大，截至2020年底，全国火电灵活性改造已超过8000万千瓦[5]，且国家发改委、国家能源局《全国煤电机组改造升级实施方案》中提出“十四五”期间改造目标为灵活改造规模2亿千瓦，但目前火电灵活性改造的能耗与效率、清洁低碳问题尚未解决，且改造成本无法疏导、辅助服务补偿力度偏低等问题在一定程度上制约火电改造积极性。
抽蓄是目前最为成熟的储能技术，但受地理条件约束较多，预计近中期是发展重点，而从长期来看，随着各类新型储能技术成本下降与技术水平提升，有望成为未来电力系统中关键调节资源。
二、储能发展现状及趋势2.1 行业现状我国储能规模快速增长。
截至2021年底，全国储能装机规模达到4266万千瓦，其中新型储能装机626.8万千瓦，同比增长56.4%；新型储能中90%为电化学储能；电源侧、用户侧、电网侧储能装机占比分别为49.7%、27.4%和22.9%，电源侧储能接近装机的一半。
各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。
储能多元发展格局基本形成。
在各类储能技术中，抽水蓄能是目前装机规模最大、技术成熟度最高的技术；光热储能由于出力可控且对电网友好近期受到重点关注；电化学储能近年来发展快速，较机械储能具有响应时间短、系统效率高、规模选址灵活、建设年限短等优点，近年锂离子电池储能得到了广泛应用，液流电池的研究和应用规模也快速增大。
目前抽水蓄能与新型储能已经在源、网、荷等环节得到广泛应用，且应用场景和应用规模也在不断拓展。
储能应用场景逐渐多元化。
按在电力系统的应用环节不同，储能应用场景包含发电、电网、用电三类，以及辅助服务、分布式发电、微电网等。
其中，在电源测，储能发挥平滑新能源出力的功能，在风、光发电高峰时段储能，降低弃风弃光，并在无风、少光时放电以支撑电力系统稳定运行，从而实现弹性调度、源网荷储协调互动；在电网侧，储能较传统调频具有爬坡能力强、响应速率与调节速率快、调节精度高等优点，综合调频能力更优，可有效保障电网安全稳定；在用户侧，储能主要服务工业园区、商业中心、数据中心、分布式能源、微电网等多元化终端用户，作为备用电源平衡负荷波动，既能降低用户用能成本，也可参与需求侧响应等服务获取收益[6]。
据中关村储能产业技术联盟统计，2021年我国储能项目最多的接入位置是电源侧，占比41%，其次是电网侧（35%）和用户侧（24%）（中国能源研究会储能专委会等，2022）。
2.2 发展趋势全国与地方层面储能规划目标逐渐明确。
根据目前我国储能相关政策目标与市场发展趋势，预计未来十年将是储能快速发展的关键时期。
国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上；国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出到2025年抽水蓄能投产总规模达6200万千瓦以上，2030年投产总规模达1.2亿千瓦左右的目标。
据中关村储能产业技术联盟保守估计，2026年新型储能累计规模将达到48.5GW，2022-2026年复合年均增长率（CAGR）为53.3%，市场将呈现更快、更大规模的发展。
当前抽水蓄能定价机制逐步完善，投资建设经济性已基本得到有效保障，但新型储能在技术、商业模式等方面仍处于不断探索阶段，发展路径仍有较多不确定性。
多时间尺度储能技术将协同推动新型电力系统建设。
面对新形势下电力系统展现出的供给灵活、负荷柔性、主体多元等特征，电网资源配置能力也在显著提升，从而实现电力供需之间精确匹配。
储能作为电力系统中发挥供给与需求双重功能的主体，不同时间尺度、性能特点的储能装置协调配合将进一步提高电力供需间匹配度。
针对负荷跟踪、系统调频、惯量支撑等秒级、分钟级应用需求，重点推动短时高频储能技术示范；针对新能源消纳、系统调峰、可再生能源制氢等日、周、季或更长时储能技术应用需求，探索开展压缩空气、液流电池等试点示范项目，从而满足长时间尺度应用需求。
伴随新能源渗透率快速提高、储能各类支持政策持续出台以及储能技术成本的逐步下降，储能商业模式逐渐清晰，行业发展呈现较好前景。
2.3 问题与挑战储能装置利用效率不高。
根据中电联《新能源配储能运行情况调研报告》数据显示，从不同应用场景储能项目配置时长（储能设施连续放电时长）看，调研机组储能平均时长为2小时，新能源储能配置时长为1.6小时，火电厂配储能为0.6小时，电网储能为2.3小时、用户储能为5.3小时，基本反映了各应用场景的技术需求和特性；从储能运行策略看，新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况；从储能等效利用系数[7]看，调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为14.8%，用户储能为28.3%（中电联，2022）。
储能项目盈利水平不高。
目前新型储能项目造价大多在1500-3000元/千瓦时之间，项目间由于边界条件不同造价差异较大。
新能源配置储能具有平抑新能源输出功率波动、提升新能源消纳量、降低发电计划偏差、提升电网安全运行稳定性、缓解输电阻塞等作用，在能量市场、辅助服务市场、容量市场中具有多元价值，商业模式不尽相同、地区差异性较大。
但新能源配储能调用频次、等效利用系数、利用率低于火电厂配储能、电网储能和用户储能，且多地采取“一刀切”式的配置标准，将配储能作为新能源建设的前置条件，而风电配储和光伏配储对于储能的利用、弃风弃光的解决具有明显差异性，同质化的配置储能要求缺乏科学性，导致大部分新型储能项目的盈利水平不高（中电联，2022）。
三、储能发展政策保障体系3.1 政策框架多向政策协同发力促进储能产业技术快速发展。
国家发改委、国家能源局相继出台多项储能产业技术发展的扶持政策，如《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》《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《新型储能项目管理规范（暂行）（征求意见稿）》，对参与市场、调度运用、项目管理等进行规范与引导。
其中，国家发改委、国家能源局联合印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出新型储能发展目标，包括到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。
在此基础上，地方政府相继出台各领域政策以引导储能行业的有序发展，2021年国家及地方出台储能相关政策300余项。
3.2 电价机制完善电价机制是推动储能规模化发展的关键途径。
随着储能在电力中长期与现货市场、辅助服务市场的不断深入，国家和多地通过政策工具完善电网侧和用户侧储能价格机制，促进储能以市场化手段形成服务价格。
（1）新型储能容量电价当前在新型储能价格机制形成之前，主要参考抽水蓄能电站的“两部制”电价，将容量电价纳入输配电价，且对独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，避免储能充放电重复收费。
2021年5月国家发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确抽水蓄能电站的两部制电价：通过电量电价回收抽水、发电的运行成本；通过容量电价回收工程建设等其他成本，该电价机制能够确保储能电站每年获得固定收入，弥补初始投资成本，同时将容量电费通过电网企业输配电价向终端用户分摊，形成公平有序的市场秩序。
（2）分时电价分时电价改革是用户侧储能峰谷套利的关键动力。
国家通过合理确定峰谷价差鼓励用户侧储能发展，2021年7月国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本。
有条件的地方按程序推广居民分时电价政策，逐步拉大峰谷电价价差。
对于上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。
从2021年国内工商业电价来看，50%的地区可以达到3:1峰谷价差要求，价差值在0.5-0.7元/kWh，此时的套利收益率为-0.6%-9.8%。
若峰谷电价差提高到4:1，即价差值在0.75-1.05元/kWh，则峰谷价差套利收益率为12.4%-27.9%[8]。
2022年以来多地持续增大峰谷价差。
根据北极星储能网统计，2022年9月最大峰谷电价差超过0.7元的有21省市，有16省份峰谷电价差增大，上海电价差最高为1.397元/kWh[9]；2021年1月，上海、河南等地峰谷电价差较环比明显增加，其中上海峰谷价差进一步扩大，1.5倍电价模式下价差最大达1.88元/kWh，普通代理购电模式峰谷电价差也高达1.573元/kWh（民生证券，2023）。
随着分时电价机制的进一步优化改革，用户侧储能收益愈加明确，将极大激发社会资本投资积极性。
3.3 补贴机制全国各地储能补贴机制呈现“百花齐放”探索式创新发展。
近年来，我国多地发布政策对投资的储能项目进行成本补贴，安徽、江苏、浙江、广东、北京、青海等多地目前均以发布补贴政策，以对其较高的成本进行补偿，当前主要包括容量补贴和辅助服务补贴。
容量补贴是对储能基础设施投资成本的补偿机制，对不同规模储能项目的补贴方式包括一次性补贴、分期补贴，其中分期补贴通常规定特定年限，或考虑到储能建设成本下降采取逐年退坡的梯级补贴方式。
辅助服务补贴是对储能设施参与电力市场交易提供的补贴政策，根据参与需求响应的时间段、时长、放电量等实行分级补贴，提高储能设施参与辅助服务的积极性。
但目前各地补偿差距较大，有些地方还没有切实可行的补偿机制，并且当前补贴机制较少能使储能形成具有可持续性、可大范围复制推广的盈利模式。
3.4 案例分析山东省储能市场是我国储能发展的典型，其储能政策规划、补偿机制、电价机制等方面都处于全国发展前列。
2022年2月25日，山东2021年储能示范项目海阳国电投、华电滕州新源、三峡新能源庆云3座独立储能电站，成为全国首批参与电力现货市场交易的储能项目。
山东省储能市场环境有利于储能主体经济性的实现，但以目前山东省独立储能收益实现成果来看，独立储能主体盈利不及预期，电力现货市场下的山东独立储能电站还处于亏损状态。
目前独立储能主体收益主要
