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日前，广东刊发三位人大代表关于发展新型储能的建议，其中关于市场机制、补贴标准等多项建议值得关注。
《关于加快完善新型储能领域市场化机制的建议》中提出：建立新型储能容量租赁市场的运营规则和管理要求，由政府制定容量租赁指导价。建立合理的容量电价补偿机制，例如允许新型储能向电网送电时，根据月度可用容量获得容量电价补偿。同时还建议将补贴与电化学储能的关键性能指标相挂钩，如电化学储能系统安全性，针对性地促进新型储能产业的技术发展。
《关于大力推动新型储能电站规模化应用的建议》中提出：网侧储能是储能电站应用的主战场，急需出台有效的措施加大扶持力度。如储能电站的年调度使用次数、长时新型储能电站容量电价、全网储能电站点的电网租赁统一价格、建设安全标准规范，发布全网不同时长储能电站需求预测等。探索新型储能电站“一站多制”机制，不断提升投资经济性。综合运用容量电价、租赁电价，电量电价等机制不断提升单一储能电站经济性，增强市场信心。
《关于进一步支持新型储能发展的建议》提出：健全电网侧储能电站参与调峰调频辅助服务的管理机制，特别是参与调度频次、充放电次数等管理机制，鼓励支持社会资本积极参与电网侧储能电站建设，并且保障投资者的合理收益。同时，建议省政府主管部门出台政策，完善分时电价机制，合理拉大峰谷电价差，为用户侧储能电站发展创造更大空间。
关于加快完善新型储能领域市场化机制的建议
刘祥
一、背景
为解决新能源消纳、电网冲击等难题，近年来政府对新型储能建设给予了大力支持，多项政策措施不断出台。2021年7月，国家发展改革委及国家能源局联合发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确新型储能的独立市场地位。2023年，广东省政府相继发布了《广东省推动新型储能产业高质量发展指导意见》和《广东省促进新型储能电站发展若干措施》等文件，逐步明确新型储能的商业运营模式，促进其规范化、规模化发展。
在多项政策推动下，2022年广东省新型储能产业营业收入约1500亿元，装机规模达71万千瓦。但是，因为市场模式单一、盈利能力弱、利用率低等问题，储能产业发展仍受到一定制约。一是现有政策多为指导性政策，实际落地需要时间，储能行业的市场机制尚不完善。二是大部分储能电站收入主要依赖传统的辅助调峰，收益来源单一，盈利能力薄弱，导致产业积极性不高、储能等效利用率偏低。目前国内电化学储能项目的平均利用率为12.2%，其中新能源配储利用率仅为6.1%。为提高我省储能电站利用率、推动新型储能产业的健康发展，亟需配套相应的市场化机制并加大产业扶持力度。
二、建议
（一）建立储能容量市场机制。建立新型储能容量租赁市场的运营规则和管理要求，由政府制定容量租赁指导价，引导企业合理定价，为市场提供明确的指导和规范。建立合理的容量电价补偿机制，例如允许新型储能向电网送电时，根据月度可用容量获得容量电价补偿。
（二）打造新型储能辅助服务交易市场。建立灵活的新型储能辅助服务交易市场机制，引入更多可交易的电力辅助服务品种。允许新型储能运营企业提供多种类型的辅助服务，鼓励通过市场竞争实现资源的优化配置，促进市场化交易进程。
（三）提供金融支持工具。通过国有银行或政策性银行向新型储能项目提供低息贷款，降低产业融资成本。针对新型储能的产业特点，创新金融产品和服务，通过绿色债券、专项基金、绿色保险等ESG金融工具为产业提供多元化的融资渠道。
（四）合理优化补贴政策。当前新型储能项目补贴主要基于项目投资额、电站容量和放电量，建议将补贴与电化学储能的关键性能指标相挂钩，如电化学储能系统安全性，针对性地促进新型储能产业的技术发展。
关于大力推动新型储能电站规模化应用的建议
李倬舸
《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》（粤府办〔2023〕4号）为我省新型储能产业发展指明的方向和目标，有力推动了我省新型储能产业快速发展。但也面临潜在产能过剩，需求增速放缓、行业自身的市场牵引力较小，经济性、稳定性不足等问题。借鉴光伏产业发展经验，需加大推动新型储能规模化应用力度，以实现我省新型储能产业发展目标。
一、背景或事由
（一）储能产能呈现过剩现象，需通过扩大应用促进产业健康发展。2023年以来，大量新产能释放，而既有产能仍在消化，供给过剩问题加剧。同时，作为储能主要市场的欧美国家的“美国制造”、欧盟《新电池法》等政策限制也给国内企业的海外发展设置了较大障碍，行业电池产能利用率大幅下降。2023年上半年，锂电池龙头企业宁德时代的电池系统产能利用率为60.5%，同比下降约21个百分点；亿纬锂能锂电池产能利用率同比下降约15.5个百分点。大力推动我省储能电站规模化应用是应对市场风险、实现我省新型储能发展目标的重要保障。
（二）应用规模较小，较难支撑万亿产值实现目标。相对于我省万亿产值发展目标，新型储能装机规模与之较不匹配，产值实现严重依赖外部市场，若外部市场形势不利，将对我省储能产业发展目标造成重大影响。就国内发展而言，截至2023年9月底，山东省在运新型储能333万千瓦，装机规模率先突破300万千瓦。这也是山东省继2022年底在运规模达到155万千瓦后，第二年保持全国第一。相比而言，我省应用规模较小，到2025年，全省新型储能装机规模达到300万千瓦。到2027年，将达到400万千瓦，具有广阔空间。
（三）促进规模应用机制不完善，影响产业和市场发展预期。当前，国内新型储能行业发展主要基于政策引导，经济性不强。2023年国内新型储能行业发生剧烈波动，深层次原因是国内储能行业的经济性不强不稳、政策指导性和持续性不强，产业预期不稳。国内储能电站规模化应用前列省份，逐渐探索出了适应用户侧、电源侧和网侧储能电站的系列组合政策，稳定发展预期，取得积极效果。如浙江出台用户侧储能电站技术规则，山东从新型储能市场化、规模化、规范化三个方面提出12条措施，明确了4条盈利渠道，并在国内最先建立容量补偿电价机制。要实现我省新型储能产业发展目标，需要进一步研究出台有利于市场健康发展、预期稳定的组合政策。
二、建议或措施
（一）加大我省新型储能电站规模化应用力度，助推储能产业高质量健康平稳发展。一方面，随着我省风光新能源以及跨省区域风光新能源的大量输入，对储能需求将大幅增加。更重要的是另一方面，借鉴光伏产业加大应用力度实现高质量发展的路径，通过加大储能电站规模化应用力度，可避免行业大起大落，以应用促创新，以应用促发展以实现储能产业的高质量发展。
（二）制定出台一系列有效推动储能电站应用的组合政策措施。
1.制定出台支持网侧储能电站发展的系列措施。网侧储能是储能电站应用的主战场，急需出台有效的措施加大扶持力度。如储能电站的年调度使用次数、类似于抽水蓄能电站的长时新型储能电站容量电价、全网储能电站点的电网租赁统一价格、建设安全标准规范，发布全网不同时长储能电站需求预测等，增强市场主体的积极性，创造性，维护市场的公平性，增强市场发展正向预期。
2.制定出台支持工商业用户侧储能电站规模化应用措施。实施有利于分布式新能源和用户侧储能电站发展的分时电价政策、用户侧储能电站技术规范等，增强政策的稳定性避免其他省份的频繁调整，提升经济性和市场预期。
3.探索新型储能电站“一站多制”机制，不断提升投资经济性。综合运用容量电价、租赁电价，电量电价等机制不断提升单一储能电站经济性，增强市场信心。
关于进一步支持新型储能发展的建议
何坤皇
一、基本情况
在“双碳”目标的大背景下，我国传统能源向新能源行业转型发展的如火如荼。按照我国“十四五”能源规划的目标，2025年我国电力总装机容量将达到30亿千瓦，其中灵活调节电源的建设将达到7.2亿千瓦。而在灵活调节电源的建设过程中，新型储能因具有建设速度快、调节性能优良、不受地域限制等多种优点受到全国各地的重视，逐步在电网侧、用户侧开拓了多种商业模式。
电网侧新型储能主要是配合电网企业提供调峰调频等辅助服务，提高电网安全稳定运行水平和保供应急能力。国家政策鼓励社会资本积极参与电网侧储能电站建设。但是，目前我省尚未出台电网侧储能电站建设发展规划，广东电网公司也尚未出台相关项目审批规定，社会资本参与电网侧储能电站建设的项目审批无章可循。此外，虽然国家政策已经明确规定电网侧储能电站参与调峰调频辅助服务补贴标准，但在参与调度频次、充放电次数等方面还没有明确规定，导致投资者合理收益难以保障。据悉，贵州省拟出台政策：“电网侧新型储能项目年调度完全充放电次数应不少于300次”，以鼓励社会资本参与电网侧储能电站建设。
用户侧新型储能主要是鼓励引导用电量大，且对供电可靠性、稳定性要求高的工业园区、工商业企业配建新型储能设施，即用户侧储能电站。目前，技术成熟度最好、商业化应用水平最高的是峰谷电价差套利。通过谷期充电，峰期放电，缓解供电压力，实现峰谷套利。峰谷电价差是影响用户侧储能电站经济性的关键要素。由于我省部分地区的峰谷电价差仍然较小，难以吸引社会资本投资建设用户侧储能电站。此外，目前广东电网公司尚未出台用户侧储能电站并网接入审批的工作流程指引，地方电网企业在受理用户侧储能电站并网接入申请时无章可循，影响用户侧新型储能电站的建设发展。
二、建议
建议省政府主管部门出台电网侧储能电站建设发展规划，协调广东电网公司完善相关项目审批规定，并健全电网侧储能电站参与调峰调频辅助服务的管理机制，特别是参与调度频次、充放电次数等管理机制，鼓励支持社会资本积极参与电网侧储能电站建设，并且保障投资者的合理收益。同时，建议省政府主管部门出台政策，完善分时电价机制，合理拉大峰谷电价差，为用户侧储能电站发展创造更大空间。同时，协调广东电网公司完善相关项目并网接入审批规定，以鼓励支持社会资本积极参与用户侧储能电站建设。
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