過去，由于新能源采用國家核價、計劃調度的價格機制和管理體制，不能及時響應市場的時序和位置價格信號，這給系統運行帶來了不少的困難，隨著新能源裝機規模的持續增長，困難只會變得越來越多。所以，國內眾多地區開始實施配置儲能的政策，讓新能源像火電一樣實現單機的可控可調，但是在大量投入儲能設施后，儲能行業的發展也迎來了新的問題。隨著《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（以下簡稱《通知》）的發布，標志著我國新能源向市場化時代大步邁進，新能源的生產經營和發展模式迎來了重大變革，作為與新能源緊密相連的命運共同體，儲能在電力行業中的發展前景與投資模式也將由此開啟新的篇章，步入一個充滿機遇與挑戰的全新發展階段。

電力系統對儲能需求的由來

2023年以來，我國新型儲能建設規模實現爆發式增長，2023年全年新增裝機規模約2260萬千瓦/4870萬千瓦時，較2022年底增長超過260%，2024年前三季度，新增新型儲能裝機規模約2713萬千瓦/6113萬千瓦時，兩年內僅新型儲能的裝機規模就與南非整個國家的火電、燃氣裝機容量相當。在儲能總裝機規模中，約43%來自新能源配儲的貢獻。

理論支撐儲能穩健前行的需求。我國正在建設以風、光為主的新型電力系統，隨著新能源并網比例的不斷增加，系統凈負荷波動性和峰谷切換速度加大，對調峰資源的規模、響應速度都提出了更高要求。新能源發電有著“靠天吃飯、波動性強”的明顯特征，如青海某日新能源出力超過當時全網用電負荷的1.3倍，占當時全網總出力的80%以上。隨著各地新能源裝機占比的提高，未來類似青海這種新能源出力超過當時最大負荷的情況可能會越來越多。在風光大發時段，還要追求新能源消納，即使在調節電源全部停機的情況下也無法實現電力平衡時，從理論上講，這時候就必須要有一個在風光大發時段扮演負荷、少發時段扮演電源的雙面角色。毋庸置疑，儲能裝置是不二之選。然而，這也引發了兩個問題：在碳中和目標實現前什么時間點真正需要儲能？未來是否會有新的技術誕生？

高度重視新能源消納率催生儲能的需求。當前，各地發展儲能主要是為了完成新能源高消納率的要求。2021年10月，湖南省在評估新能源裝機規模、發展規劃及消納前景后，在《關于加快推動湖南省電化學儲能發展的實施意見》中提出建立“新能源+儲能”的機制，規定風電和集中式光伏發電項目需分別按照不低于其裝機容量15%和5%的比例（儲能時長為2小時）配建儲能電站。此后，國內多數地區將強制配儲作為新建新能源項目核準、并網、上網的前置條件。各地都通過不同形式的政策對新能源配儲提出了要求，極大促進了儲能在電力行業的迅速應用和發展。同時，在2024年2月國家發展改革委、國家能源局《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》（發改價格〔2024〕196號）實施前，部分地區新能源發電可能以高達正常電價3倍的價格購買調峰服務，這相當于最后20%的電量以負電價上網。為了完成消納率的考核，強制配儲和強制消納都剝奪了新能源項目自主選擇是否被消納的權利。

國際上儲能的發展情況

在國內儲能行業飛速發展的同期，2023年全球電力行業新型儲能新增投運規模達到45.6吉瓦，中國、歐洲和美國引領全球儲能市場發展，三者新增裝機規模合計占全球市場的88%，中國占比接近50%。

國外市場推動儲能的發展。從國際上看，各國對新型儲能采取了不同的政策支持，如美國聯邦層面提供了稅收抵免和其他激勵措施；澳大利亞提供了家庭儲能系統的補貼計劃，以鼓勵消費者采用太陽能與電池儲能結合的解決方案；德國既是歐洲戶儲裝機量最高的國家，也是全球戶儲市場規模最大的國家，截至2024年9月，戶儲累計裝機規模達8.6吉瓦/13.5吉瓦時，在德國儲能市場占比接近85%，最常見的商業模式是將光伏系統與電池儲能相結合，德國分別在2013年、2016年提出兩輪德國復興信貸發展銀行（KfW）光儲補貼計劃，為配置戶用儲能的家庭提供低息貸款，并提供最高30%的安裝補貼。德國各州政府出臺多種優惠政策，如允許購置戶用儲能設備成本用于抵免個人所得稅或直接獲得補貼等。

國際經驗背后的電價邏輯。在不同的驅動力下，歐美國家對戶用儲能需求的迫切性要高于我國，主要是由于俄烏沖突后歐洲天然氣供應緊張，造成一次能源價格上漲，從而帶動了電力市場價格上升，在這種不正常的電價上漲情況下，光儲系統出現了相對的經濟性。同時，國外用戶對電價的承受能力也高于我國。鑒于用戶側電價承受能力的巨大差異，當需要向用戶側疏導新能源配儲成本時，應該綜合考慮各地的系統承受能力和經濟社會的電價承受能力。

儲能面對的現實

儲能的發展原本是作為未來電力系統超高比例新能源滲透的“解藥”，但近幾年“被要求”“被需求”的機制設置，導致儲能行業的發展一路高歌猛進，可在實際中大批儲能電站卻成了擺設，建而不用，儲能電站的運行狀況與初期投資建設時的理想相差甚遠。

光環耀眼的儲能，實際貢獻難以讓人滿意。雖然在理論支撐下增加了儲能需求，但強制配儲也暴露出不同問題，最直觀的就是在儲能基本未調用的前提下，新能源依舊完成了高消納率：根據中電聯發布的調研報告，2022～2023年，新能源配儲平均運行系數僅從0.06提升到0.09，平均利用率只有17%，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；同期，全國平均風電利用率分別為96.8%、97.3%，光伏發電利用率分別為98.3%、98%。由于目前多數地區新能源配套儲能由電網調管，所以行業內也出現過指責調度機構不調用電源側儲能的聲音，但實際上調度機構也在不斷完善調用機制、提升調用水平。可是隨之出現了新的問題，對傳統調節電源的靈活性改造標準的提升速度不及預期，距離國外傳統電源的靈活性改造標準仍存在很大的差距。截至目前，真正需要儲能的時間節點還沒有到來，電源側儲能既沒有發揮其應有的作用，還影響了傳統電源的發展。

強制配儲的成本給經營主體和用戶增加了額外負擔。推動配儲政策的初衷是提高新能源的消納率，并對未來進行前瞻性投資，但提前投入也對用戶的電價上升留下了隱患，“不是不漲而是時候未到”。近幾年，很多方面都就儲能行業發展過程中的問題進行討論、提出建議，其中包括新型儲能容量電價、根據新能源配儲成本核定上網價格等，對儲能行業的各種照顧導致的最終結果都是要用戶買單。截至2024年9月底，全國已建成投運新型儲能5852萬千瓦/1.28億千瓦時，粗略按43%估算新能源配儲規模，即便在儲能相關費用持續下降的情況下，加上儲能變流器、管理系統、儲能電纜等投資，新能源配儲的總成本仍約為543億元；若以2024年工商業用電量計算，僅考慮回收新能源配儲成本，度電需要分攤約6厘錢。當新能源因為提前配儲且在系統中未發揮其作用時，用戶卻不得不為這一提前投資買單，無疑增加了用戶的購電成本。

新能源入市傳遞出的信號

新能源電價全面開啟市場化改革新征程，預示著新能源及其相關產品的發展路徑將發生深刻轉變，今后其發展態勢將更大程度地受到市場機制的驅動。《通知》猶如向新能源和儲能領域投入了一顆信號彈，釋放出了以下三個方面的信號。

一是還原系統性思維。電力系統的系統性思維可以理解為源、網、荷、儲等元器件共同作用實現電力平衡，而不是僅依賴于對單一環節或技術的加強。一味要求可再生能源像調節電源一樣運行，這不僅忽略了電力商品的特殊屬性，也違背了系統性思維的本質。《通知》指出，新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成，這一規定的立足點正是要借助市場機制的力量，營造一個公平、合理的競爭環境，各類電源都能依據市場供需關系，實現高峰時段電價上升、低谷時段電價降低的合理價格機制。通過這種方式，還原電力系統的系統性思維，讓源、網、荷、儲等各個環節都能各司其職、各盡其責，專注于完成自身的分工與使命。

二是還原長遠的發展規劃。簡單理解電力系統就是“一根扁擔兩個筐”，一邊是供應側、另一邊是需求側，中間是電網，若要實現平衡或是消納更多的新能源，既可以調整供應側，也可以調整需求側，長遠規劃就是根據市場的經濟性對二者順序的選擇問題。從2022年到現在，山東利用市場機制實現峰谷價差逐步縮小，2023年引導全省可調節負荷實現中午填谷350萬千瓦、晚峰削減200萬千瓦，為午間新能源騰挪的消納空間相當于12臺300兆瓦級抽蓄電站或35臺100兆瓦電化學儲能所具備的調峰能力。因此，在用戶端潛在地存在著一個電力的“富饒之地”，《通知》中新能源電量的市場化，有助于電力價格更好地反映供電成本，還原電力的商品屬性，若用電側的負荷能夠根據市場價格變化實現靈活轉移、精細調節或適時中斷，必然成為電力系統的寶貴資源。從經濟調度的角度來說，免費的調節能力遠比投資收費的更經濟劃算。長遠看，應該是將市場化的“軟機制”排在增加儲能“硬設備”之前，優先利用市場機制優化資源配置，審慎權衡儲能的投入時機與規模。

三是還原新能源企業選擇權。基于新能源的自身特性，其應享有的權利應該是既可以在市場中購買調節能力，也可以通過自身調節去適應市場需求。《通知》指出，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。這種對新能源配儲既不強制也不禁止的態度，意味著新能源企業可根據自身需求選擇是否配儲。比如，某新能源企業某時刻節點電價較低就可以通過自身配置的儲能對電量進行時空轉移，權衡新能源調用儲能付出的費用后，待節點電價升高到一定時進行放電，或是企業所在位置信號較好，電價一直處于較高的水平，就可以選擇不進行配儲。將選擇權還給新能源企業，以市場化方式推動新能源企業自主配置新型儲能，能夠通過合理的價格信號激勵儲能建設的積極性。

新能源全面市場化為儲能行業帶來了前所未有的發展機遇。同時，在儲能需求向市場化轉變的過程中，儲能行業需要適應新的市場環境，提高投資效率。

首先，認清新型儲能發展要由“政策驅動”轉向“市場驅動”。儲能未來的發展要以適應市場化為準則，注重經濟性規劃。光靠政策補貼并不能解決新型儲能盈利的根本問題，一旦政策補貼“退坡”，儲能產業將會受到強烈沖擊。截至目前，各種關于市場建設的文件都在明確2025年底前實現省級現貨市場基本全覆蓋，還原能源的商品屬性，通過市場化方式進行成本疏導。在現貨市場中，價格信號引導負荷側改變用電習慣的潛力將通過市場化機制被充分激發出來，所以，儲能的投資應充分考慮市場價格的經濟規劃，重塑盈利模式，而非一味地通過政策補貼實現盈利。

其次，降低成本才是儲能的生存之本。市場推崇的是物有所值、高性價比，在其他技術先于儲能突破之前，儲能自身要實現技術突破。對于在市場中缺乏競爭力的儲能，若要在市場中獲得更大收益，目前可選擇的路徑之一便是降低成本。在追求降本的過程中，企業需要分析成本結構，找出成本高昂的環節，并制定相應改進措施，如通過技術創新提升儲能系統效率、延長儲能電池的全生命周期以及提升儲能系統的功率密度。同時，應加大科研投入，推動技術創新，提高生產效率和降低成本。此外，企業應對各項成本進行精細化管理，通過優化采購、生產、銷售等各個環節，減少不必要的浪費和損耗。儲能企業應在今后聚焦于技術創新和性能提升，在新技術出現前提高儲能的市場價值。

最后，選擇合理場景，豐富盈利模式。儲能的發展要結合其自身特性和系統需要，選擇適合自身的不同場景進行投資，并創造更大的價值和收益。從整個電力系統的角度看，儲能的應用場景可以分為發電側儲能、電網側儲能和用戶側儲能三大場景。對于發電側，對于可再生能源發電，儲能系統可發揮“穩定器”的作用，平滑發電曲線，提高電費收益。此外，儲能還可用于傳統電源的輔助服務，如火電廠、水電廠通過配置儲能，能夠快速響應電網的調頻備用需求，通過參與電力輔助服務市場獲取收益。對于工商業用戶來說，儲能系統可以幫助其降低用電成本，在電價低谷時充電，在電價高峰時放電，利用峰谷電價差節省電費支出。對于電網側，當用電負荷高峰來臨時，在一些輸電線路容量有限的區域可能會出現電力傳輸瓶頸，儲能系統可以在負荷低谷時儲存電能，在高峰時釋放，起到“削峰填谷”的作用，減輕輸電線路的壓力，避免因電網阻塞而進行昂貴的輸電擴容改造。總之，儲能在不同場景下都有著獨特的價值和盈利潛力，企業需要精準把握各個場景的特點和需求，選擇合理的應用場景，不斷創新和豐富盈利模式。

在當前的技術條件下，儲能無疑是構建新型電力系統、加速形成新型能源體系進程中至關重要的一環。儲能行業的健康發展需要在良好健全的市場機制下進行，《通知》的發布將為儲能行業營造一個公平、高效的市場環境。在完善的市場機制下，儲能行業將實現從依賴政策支持的“溫室”，向依靠市場自身調節的“叢林”法則轉變。