雙碳目標下我國儲能發展及市場參與激勵政策建議

董 軍，彭詩程

（華北電力大學 經濟與管理學院, 北京 102206）

進入21 世紀以來，化石能源的大規模開發引起的能源安全、環境污染和氣候變化已成為全球性問題。為了應對這些危機，新一輪以電為中心、以新能源大規模開發利用為特征的能源變革正在世界范圍內蓬勃興起[1]。2020 年9 月我國確立了“碳達峰、碳中和”的戰略目標，同年12 月宣布2030 年風電、光伏總裝機容量達12 億千瓦以上，相較2020 年提升超過4 倍。未來大規模新能源集中并網后，風電與光伏出力的不確定性將對電網在調峰調頻、調度運行、電壓穩定和繼電保護等多方面產生不利影響。因此，在發展新能源接入規模的同時，亟需關注由此帶來的系統靈活性問題，確保大規模新能源并網環境下的電力系統安全、穩定、經濟運行。

儲能作為一項重要的靈活性調節資源，在電力系統發-輸-配-用各個環節的應用價值已經得到國內外業界的廣泛認可和高度關注，儲能系統將是未來能源結構轉變和電力生產消費方式變革的戰略性支撐。伴隨著能源利用模式的變化以及對可再生能源依賴程度的提升，加快推進儲能技術和產業發展成為必然。我國儲能產業相較于發達國家起步較晚、技術儲備不夠成熟、市場機制尚不健全。為促進儲能產業發展，挖掘儲能資源的市場價值，充分調動儲能企業的積極性，我國亟需深化電力市場機制改革，分析儲能產業發展及市場化參與需要的激勵機制與支持政策，推動儲能產業健康持續發展。

一、我國儲能發展及市場化建設現狀

我國的儲能按照類別可以分為電儲能、熱儲能和氫儲能三大類別，其中電儲能是最主要的儲能方式。電儲能包括電化學儲能和機械儲能兩種類型，我國目前較為常用的電化學儲能包括鋰離子電池、鉛蓄電池及鈉硫電池三類；較為常見的機械儲能包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能以及飛輪儲能三類[2-4]。如圖1 所示。截至2022 年末，我國儲能累計裝機容量為59.8GW。其中抽水蓄能占比容量為80%，新型儲能如電化學儲能和壓縮空氣儲能蓬勃發展，達到13.1GW。鋰電池儲能以及鉛炭電池儲能是目前中國電力儲能產業的主要應用技術[5]。

圖1 我國儲能類型

當前，我國的儲能產業逐漸走向成熟，在電力系統應用的領域也不再僅限于單一側，已被視為電力系統“發—輸—配—用—儲”五大環節的重要構成部分[6]。儲能技術在發電側與新能源配套安裝，可以起到經濟運行、削峰填谷的作用，通過平滑新能源功率波動，可以增強新能源的可調度性，提升新能源消納水平。在電網側安裝儲能可以實現輸電阻塞管理，同時在輸電網和配電網發生故障后緊急恢復供電，提升電力系統安全性。用戶側安裝的儲能可以通過參與電力市場或在分時電價下調節用電需求，減少消費者用電成本；同時還可以提供調頻服務和電壓支撐等功能。

我國地域遼闊，不同地區的電網資源稟賦、運行特點以及調度管理機制的差異，決定了各地區電網主要需求不同，進而影響各地區對儲能發展的政策支持側重點。如華東區域主要目標是解決可再生能源消納和減輕區外來電的調峰壓力問題，因此在政策支持上主要以分布式新能源配儲能電站為對象進行補貼。2021 年溫州發布針對用戶側儲能按照實際放電量給予運營主體0.8 元/kWh 的補貼標準，同期義烏對接受電網調度的儲能系統按照峰段實際放電量給予運營主體0.25 元/kWh 補貼；西北區域以解決供暖和可再生能源消納問題為主，因此新疆對發電側火電廠儲能設施按照與新能源側配儲能的相同標準進行0.55 元/kWh 進行補貼，寧夏地區在2021 年規定給予儲能試點項目0.8 元/kWh 的調峰服務補償價格，并規定每年充放電次數不低于200 次；我國部分地區為應對需求側資源集中、高峰時段調峰壓力大等問題，將儲能納入需求側響應管理進行補貼，如河南在2018 年規定儲能企業按照要求參與需求響應每次可獲得12～18 元補貼，廣東也于2019 年出臺《廣東省2019 年電力需求響應方案》，制定10 元或20 元兩個標準的需求響應補貼。

儲能在電力系統各環節中的價值可以從電量價值、容量價值和輔助服務價值三個方面體現。在能量市場中，儲能通過充放電量體現自身電量價值，然而目前來看，儲能的收益無法抵消電池老化和循環效率造成的損失。在容量價值方面，儲能通過提供備用服務獲取收益，然而由于機會成本較高，經濟性也不強。目前我國儲能主要通過參與輔助服務市場，通過與新能源配套建設促進新能源消納或提供系統調峰調頻服務體現自身價值，青海等省份明確規定了鼓勵儲能參與中長期交易等批發市場，但尚無較多實踐。雖然儲能參與電力市場輔助服務方面優勢明顯，但我國真正確立其獨立合法地位時間并不長，直到2016 年國家能源局發布《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》才首次承認儲能獨立參與輔助服務的合法地位。2017 年10 月，根據國家發改委聯合財政部、工信部、科技部和能源局發布的《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》，儲能參與電力調頻輔助服務市場機制初步建立。同年，山東、新疆等多省份陸續發布更新電力輔助服務市場運營規則，隨后各省的新政中多次出現儲能，儲能在電力輔助服務中的重要地位逐漸凸顯。

在市場參與形式上，儲能作為獨立主體參與電力市場一直是改革重點。湖北、山西、福建等地均已發布政策支持獨立儲能電站參與輔助服務市場，可無需與綁定的主體分享輔助服務收益，也為“共享儲能”創造了條件。共享儲能電站資源不專屬于某一新能源站或電網，而是以電網為紐帶，將獨立分散的電網側、電源側、用戶側儲能電站資源整合，并統一協調服務于網內所有電站，推動源網荷各端儲能能力全面釋放。2019 年“青洽會”期間，青海省格爾木工業園與上海電氣簽訂投資協議，同年12 月開工建設規模為32MW/64MWh 的共享儲能項目，這也是我國首個共享儲能項目[7]。

聚合儲能作為儲能參與電力市場的另一種形式，以江蘇、華北為代表的地區明確鼓勵綜合能源服務商聚合可調資源參與調峰。華北電網由于其削峰填谷需求明顯，負荷側可調節彈性資源豐富，調峰輔助服務市場運轉良好，因此率先開展了將電動汽車、分布式儲能、可控負荷納入京津唐電網實時優化控制，參與調峰輔助服務市場的實踐。2019 年底，華北能監局正式發布《第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場試點方案》，確定國網電動汽車公司、冀北虛擬電廠（冀北綜合能源服務公司）、特來電新能源有限公司作為首批參與單位并簽訂了并網調度協議和結算協議，為京津唐電網提供負荷側調節資源總量26 萬千瓦。

目前，隨著儲能產業的發展步伐加快以及各地試點的嘗試和探索，儲能市場化交易的結算價格整體呈下降趨勢。在2020 年7 月國家發改委召開的全國能源迎峰度夏電視電話會議也明確儲能、調峰要通過交易來回收成本，靠擴大峰谷價差來實現，儲能運營模式市場化的趨勢最終目標也是保障消費者的利益，有利于促進低成本調頻機組為電網提供輔助服務，保障整體市場長效經濟運營。

二、我國儲能產業發展及參與市場面臨的障礙

（一） 建設成本與經濟性風險

通過梳理我國各省份的補貼政策可以發現，目前我國對于儲能產業的補貼優惠政策主要集中于運行階段，不同省份地區根據資源分布與系統需求情況對儲能電站的充放電和提供的輔助服務給予了不同程度的補貼。然而由于我國儲能產業目前仍處于發展階段，集中于運行階段的補貼無法完全減少前期投資建設成本，降低投資風險，一些技術難度高、回報周期長的儲能項目無法得到有效的激勵，儲能產業的高質量發展也受到局限。

作為一種新的靈活性調節資源，儲能在我國快速蓬勃發展的穩定預期已經形成，但是經濟性和盈利性仍然是我國儲能商業化進程中的巨大障礙。根據中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）的調研，中國儲能項目建設和運營中普遍存在著建設初始投資成本高、儲能項目并網接入費用高、項目投資回收期長等困難和障礙。此外，我國目前的儲能項目盈利模式仍相對單一，儲能價值回報空間有限，依托峰谷價差收益不僅無法彌補項目投資，還存在著巨大的不確定性和政策風險。

（二） 儲能產業管理規則不健全

隨著我國儲能產業發展的規模化進程加速，儲能在行政審批流程、并網調度規則、系統安全標準、產品檢測認證等方面的制度欠缺也逐漸暴露出來。在行政審批流程方面，目前我國各地儲能項目備案管理的操作流程和所屬部門仍無明確規定，各地方政府對于儲能項目管理的制度要求差異也較大。在并網調度規則方面，目前對于儲能系統接入電網的電壓等級和電能質量要求、儲能逆變器的繼電保護、單個并網點的儲能功率控制、儲能系統并網測試驗收要求等方面都尚無明確、統一而簡化的規定。

另一方面，儲能技術標準的缺位也是儲能產業的巨大隱患。我國儲能系統的發展有多種技術路線，雖然經過多年的示范發展，但技術路線仍未定形。我國的儲能技術可以分為電儲能、熱儲能和氫儲能三大類別，當前主流的電化學儲能技術又包括有鉛碳電池、鋰離子電池等多種技術，他們性能特點和經濟性各不相同。在我國眾多儲能產品與技術并存的情況下，如果行業技術標準缺乏明確指標，會對儲能產業造成嚴重不良影響。

（三） 儲能參與市場交易機制不成熟

我國儲能建設與電力市場改革目前仍都處于發展階段，電力市場中針對儲能系統的交易機制尚不健全，儲能的多元價值無法在市場機制中完全體現。在我國電力市場交易品種有限、規則尚不完善的情況下，儲能在交易的過程中往往與其他主體一樣，僅以電量單一指標進行價值測量，儲能系統獨有的快速響應特性、靈活調峰調頻優勢的市場價值無法得到完全體現。特別對于可再生能源發電側儲能應用，目前仍然以電存儲為主，而儲能最具價值的靈活性調節作用未能充分發揮，儲能系統在提供調頻調峰輔助服務、降低電網備用容量、改善可再生能源機組電力輸出質量等方面的應用價值難以量化和獲得回報。現階段發電側儲能應用大規模系統配置所需資金成本較高而投資回報較低，需要依靠示范項目加以推動。我國儲能產業的商業化發展目前仍然缺少靈活性資源市場化交易機制與價格形成機制。

（四） 儲能成本利益分配制度不完善

目前許多國外電力市場已經明確了儲能作為獨立服務提供商的市場參與身份，而我國儲能作為獨立主體參與市場才起步不久，不同省份市場化進度也并不統一。例如山西和湖北等省份在2020 年便明確了儲能的獨立市場主體身份。而南方部分省份的儲能獨立市場主體身份直到2022 年3 月才在國家能源局南方監管局發布的《南方區域電力輔助服務管理實施細則》中得到明確規定。我國儲能系統參與市場的運營方式目前更多的仍是與發電企業聯合參與市場，在市場中被認為是發電主體的一部分。儲能系統盈利方式一方面是利用其自身的快速充放電特性，對發電機組的AGC 性能進行提升，進而與發電企業共享系統輔助服務補償；另一方面是與新能源發電機組聯合參與市場，對新能源棄風棄光電量進行存儲、釋放，與新能源發電主體共享上網電量收益。目前我國儲能與其他主體聯合參與市場的利益分配計算方式主要以政府的文件規定為主，以電量為指標進行收益補償費用的計量，儲能資源的靈活性優勢無法得到完全發揮，儲能系統的市場價值尚未得到真實體現。并且按照現行輔助服務市場補償標準，輔助服務費用由發電機組單方面承擔，而終端用戶卻無需承擔相應的費用。補償成本將分配給低于其自身服務強度的機組，儲能與發電主體參與市場的積極性均未獲得有效激勵。

三、儲能產業發展及市場參與激勵要素

（一） 建設扶持與運營補貼

在儲能產業建設過程中，如何降低儲能產業建設的成本，減小投資風險，增強儲能產業創新能力，是促進儲能產業可持續健康發展的重要手段。近年來儲能建設速度逐漸加快的過程中，各地區為促進儲能產業發展難免出現爭先恐后，甚至各自為政的局面，對儲能產業的補貼也容易出現“大水漫灌”、“多而不精”的現象。統籌不同地區與產業制定相關政策，對優質儲能資源與先進企業進行精準扶持，通過科學方式量化儲能市場價值，給予合理補貼，是激勵儲能產業發展的重要因素。

（二） 監管方式與技術標準

儲能作為技術密集型產業，產業鏈條長、資本投入大、技術要求高、安全責任重，在監管流程上要從不同的角度進行多種方式的監管。只有制定技術標準，對儲能產業的規劃、施工、并網、運維等各環節進行標準體系建設，才能推動儲能產業向高質量發展。在儲能產品檢測認證方面，考慮到儲能技術路線、產品規格、應用場景復雜性，應適時建立產品檢測與認證體系，才能對儲能產業發展進行正面引導，提高產業發展水平。

（三） 電力市場的價格波動

儲能系統參與電能量市場時，通過峰谷價差進行套利是其重要的盈利途徑，在電能充足且價格低廉時存儲電力，并在電能稀缺且價格昂貴時將其釋放到電網中。根據美國LBNL 實驗室分析，當新能源發電容量占比提升至40%時，會造成現貨市場價格2-4 倍的波動，給儲能資源帶來極大的盈利空間。如果市場價格波動較小則儲能較難通過峰谷價差獲利，合適的價格波動幅度是激勵儲能參與電能量市場的重要因素。價格波動一定程度上與市場規則中的市場限價有關，市場限價應綜合考慮燃料價格、地區經濟發展水平、歷史電價水平、發電新增裝機預測、負荷增長預測、社會穩定性保障及其他政治經濟因素等，經科學測算后合理確定。市場限價應體現發電側投資激勵、市場的電能價值和市場運行風險防范，并根據外部環境和條件變化動態調整。

（四） 成本利益的分配方式

儲能作為獨立市場主體參與電力市場時，可以與發電企業、電網企業或用戶側合作參與交易，儲能的電量價值、輔助服務價值及容量價值可以通過市場化的方式得到體現。由于我國對儲能資源參與市場的容量門檻要求高，很多中小儲能企業選擇與發電主體聯合參與市場。在聯合參與市場并獲得一定收益后，如何進行利益分配是決定儲能獲利多少的關鍵，對于相關問題的研究也一直是各國學者的研究重點。同時，儲能企業與發電主體共享利益的同時，電力市場各主體之間的成本分配機制也應進行合理制定，對儲能企業投資建設的風險進行合理分攤，對儲能企業參與系統調節的成本進行有效疏導。

四、我國儲能產業發展及市場化轉型的激勵政策設計建議

（一） 稅收與補貼優惠激勵政策

稅收補貼優惠包括稅收的減免與費用直接補貼等，其對于降低儲能產業投資成本、縮短儲能項目投資回收年限起著至關重要的作用。目前已有很多發達國家提供了豐富的稅收補貼優惠的政策經驗，如美國根據儲能設備的特性設置了不同的投資稅優惠額度；英國和法國對儲能企業以加速折舊稅收優惠的形式進行政策扶持，對企業的技術創新與設備更新進行財政補貼支持。國外的稅收補貼優惠經驗對于我國儲能系統已具備一定規模或產業相對發達的地區，值得借鑒。

1. 稅收補貼優惠從直接優惠向間接優惠轉變

目前我國對儲能產業的稅收補貼優惠政策主要以直接優惠的方式為主，間接優惠相對較少。直接優惠主要是包括扣除或減免稅收、稅率優惠計算、按量補貼等方式。為了更好發揮政策引導作用，體現社會公平性，在優惠政策中可以從整體性的直接優惠向具體性的包括加速折舊、投資抵扣、提取風險準備金等方式的間接優惠轉型[8]。

2. 針對我國儲能產業稅種的優惠政策調整

針對我國儲能產業發展特點，降低儲能產業建設成本、減輕企業負擔，我國可以從相關性最大的增值稅、所得稅以及設備進出口關稅幾方面進行優惠政策調整。通過調整增值稅稅率甚至免征的方式，促進儲能產品的生產與大規模運用；對儲能產業用于技術開發的相關費用及技術相關的折舊部分予以所得稅前扣除或準予加速折舊抵扣[9]；對符合《國家重點鼓勵發展技術目錄》中的儲能產業投資類項目的自用進口設備或零部件予以關稅減免或實施關稅優惠。

3. 優惠政策向研發環節轉移

在儲能產業整體稅收補貼優惠的背景下，為避免未來技術斷代，甚至“卡脖子”的情況，應將稅收補貼優惠重點向研發及技術轉化環節上轉移。對于儲能產業創新研發費用加計扣除比例應該增加，對于已經形成無形資產的，按照更高的資產成本比例進行攤銷，對于儲能產業的科研補助，也可以納入稅收扣除及財政補貼范圍，更好地促進儲能產業新技術、新產品的創新與研發。

（二） 監管激勵政策

儲能作為我國的新興產業，如何進行精準扶持，避免無序競爭；同時避免監管死板，流程繁瑣，甚至出現“一刀切”政策現象，是激勵儲能產業高質量發展的重要問題。因此，對于儲能產業發展的監管政策提出如下建議。

1. 強化儲能規劃與政策執行監管

對于儲能產業的規劃需要進行科學的規劃，充分考慮各地區資源與經濟發展水平，統籌不同地區與行業制定相關政策，保障規劃落實。在政策制定過程中，做好國家與地方規劃銜接、產業規劃與系統規劃銜接，為儲能產業發展與新形勢下的電網建設提供堅實保障。

2. 完善電價與儲能成本的監管

隨著我國宏觀政策對電價下調的要求，在實體經濟受惠的同時，若忽視電價改革市場化趨勢，會導致電價無法真實體現電力商品價值，還會阻礙配套市場機制發揮作用。針對我國儲能產業發展的經濟性特點，政策上應完善投資成本與運行收益的分配制度及監管力度，保障風險利益共擔共享的市場機制，促進儲能產業可持續發展。

3. 完善儲能相關產業機構監管

建立儲能產業相關的組織機構、管理機構和技術機構，統籌儲能產業管理事務與職能部門，對產業配套規劃執行情況、運行情況進行有效監督，完善對儲能產業資金使用情況的審查制度，為儲能產業持續發展提供多方支持。

（三） 市場建設激勵政策

隨著我國電力體制改革逐漸加深，電力市場建設逐步成熟，儲能參與我國電力市場也越來越廣泛。我國不同省份對于儲能參與輔助服務市場的補償標準差異較大，缺乏統一標準；結算方式較為簡單；補償價格普遍偏低，無法完全滿足儲能主體的收益。針對我國儲能參與市場目前仍存在的一系列問題，提出如下市場建設激勵政策。

1. 進一步明確儲能市場主體身份

澳大利亞電力市場對儲能以發電商和用戶兩類身份進行市場注冊[10]。而歐盟ENTSO-E 在電力市場則規定，儲能在作為發電資產和用電負荷使用者外，也可以作為平衡資源提供者（BSP）的角色[11]。目前我國各地區對于獨立儲能參與市場的規模與容量有相當高的要求，同時出臺了一系列新能源強制配儲能的要求，許多中小規模儲能主體選擇與發電側主體聯合參與市場。目前我國對利益分配方式沒有統一要求，影響了中小規模儲能企業的市場參與積極性。應進一步明確各類儲能企業的市場主體定位，反映不同服務品質與價值，更好地引導儲能產業發展。

2. 因地制宜設定市場參與門檻

根據我國不同地區資源情況，合理設計各地獨立儲能設施進入市場的資格，在技術準入門檻的設計上體現儲能調節性能，更有效地體現不同儲能設施的技術優勢，作為優質調節資源參與電力市場。

3. 合理設計儲能補償標準

隨著我國新型電力系統建設的展開，系統靈活調節需求也不斷增長。為更好地體現不同儲能資源在調峰、調頻輔助服務中體現的調節性能，應完善以儲能資源調節性能為指標的費用補償機制，對儲能市場主體進行合理補償，改善目前數量-報價形式的單一補償標準現狀。

4. 完善市場價格機制

探尋儲能合理價值的發現方式和回收機制，尤其是在峰谷分時電價、容量價格機制和調峰調頻等輔助服務價格方面，進行進一步研究，提升儲能產業發展市場空間，爭取以市場化手段實現儲能價值的合理回報。

5. 完善現貨市場設計

目前我國電力現貨市場建設剛剛起步，在未來電力現貨建設過程中，應通過現貨市場形成分時電價的信號，更好地反映市場實施需求，引導儲能作為市場主體的運行方式得到優化，獲取更能體現資源價值的收益，充分調動儲能資源參與市場的積極性。

（四） 融資機制激勵政策

當前，我國儲能產業已進入商業化運營初級階段，儲能產業作為創新重點領域，政策上應該不斷完善在融資體制機制方面的設計，更合理地對儲能建設成本與收益進行分配，減小投資風險，增強儲能的市場靈活性。

1. 自投資+自運營模式

作為最簡單的融資模式，政策上可以鼓勵發電企業或電網公司通過自有資金或其他融資方式獨立投資建設儲能電站，同時自己擁有運營、維護和檢修團隊進行儲能電站的日常運維，儲能電站的經營權和所有權均歸屬于發電企業或電網公司，儲能電站獲取的全部收益歸企業自身所有。

2. 融資租賃模式

政策上鼓勵發電企業或電網公司作為承租人，自主選擇需租賃的儲能設備。在租賃期內發電企業或電網公司只享有租賃物的使用權但不享有所有權，并負責維修和保養租賃物件。租賃期滿，承租人正常履行合同的情況下，租賃物的所有權轉移給承租人，如圖2 所示。

圖2 融資租賃模式示意

3. 混合投資+委托運營模式

政策上鼓勵發電企業或電網公司和其他社會資本共同投資建設儲能電站，儲能電站的運維和管理費用由社會資本提供給運營商，由運營商負責儲能電站的運行維護工作，儲能電站的收益由雙方按比例共享。該模式符合混合所有制改革趨勢，引導社會資本投入儲能產業，發電企業或電網公司與社會資本共同對儲能電站提供資金保障，儲能運營商對儲能電站提供技術保障，保障儲能電站的良性發展，如圖3 所示。

圖3 混合投資模式示意

五、結語

在我國儲能產業蓬勃發展與電力體制改革逐漸深化的背景下，政策與市場環境已經逐漸成為影響儲能產業發展的關鍵因素。我國雙碳目標及能源轉型目標的確立，是我國改革儲能相關政策與市場規則的重要推動力。與英美及西歐發達國家相比，我國從“碳達峰”到“碳中和”目標的過渡期更短，意味著節能減排路徑更陡峭，技術難度更大。為更好地鼓勵儲能作為靈活性資源參與電網調節，更充分發揮儲能資源優勢，充分體現儲能資源市場價值，本文分析了儲能在我國現行政策條件下產業發展面臨的困難與市場化機制障礙，為儲能產業及參與市場化交易的相關激勵政策從稅收補貼優惠、監管、市場建設及融資機制四個方面提出了具體建議，促進我國儲能產業長遠發展，助力我國“雙碳目標”順利實現。