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过去，由于新能源采用国家核价、计划调度的价格机制和管理体制，不能及时响应市场的时序和位置价格信号，这给系统运行带来了不少的困难，随着新能源装机规模的持续增长，困难只会变得越来越多。所以，国内众多地区开始实施配置储能的政策，让新能源像火电一样实现单机的可控可调，但是在大量投入储能设施后，储能行业的发展也迎来了新的问题。随着《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（以下简称《通知》）的发布，标志着我国新能源向市场化时代大步迈进，新能源的生产经营和发展模式迎来了重大变革，作为与新能源紧密相连的命运共同体，储能在电力行业中的发展前景与投资模式也将由此开启新的篇章，步入一个充满机遇与挑战的全新发展阶段。
电力系统对储能需求的由来
2023年以来，我国新型储能建设规模实现爆发式增长，2023年全年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%，2024年前三季度，新增新型储能装机规模约2713万千瓦/6113万千瓦时，两年内仅新型储能的装机规模就与南非整个国家的火电、燃气装机容量相当。在储能总装机规模中，约43%来自新能源配储的贡献。
理论支撑储能稳健前行的需求。我国正在建设以风、光为主的新型电力系统，随着新能源并网比例的不断增加，系统净负荷波动性和峰谷切换速度加大，对调峰资源的规模、响应速度都提出了更高要求。新能源发电有着“靠天吃饭、波动性强”的明显特征，如青海某日新能源出力超过当时全网用电负荷的1.3倍，占当时全网总出力的80%以上。随着各地新能源装机占比的提高，未来类似青海这种新能源出力超过当时最大负荷的情况可能会越来越多。在风光大发时段，还要追求新能源消纳，即使在调节电源全部停机的情况下也无法实现电力平衡时，从理论上讲，这时候就必须要有一个在风光大发时段扮演负荷、少发时段扮演电源的双面角色。毋庸置疑，储能装置是不二之选。然而，这也引发了两个问题：在碳中和目标实现前什么时间点真正需要储能？未来是否会有新的技术诞生？
高度重视新能源消纳率催生储能的需求。当前，各地发展储能主要是为了完成新能源高消纳率的要求。2021年10月，湖南省在评估新能源装机规模、发展规划及消纳前景后，在《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》中提出建立“新能源+储能”的机制，规定风电和集中式光伏发电项目需分别按照不低于其装机容量15%和5%的比例（储能时长为2小时）配建储能电站。此后，国内多数地区将强制配储作为新建新能源项目核准、并网、上网的前置条件。各地都通过不同形式的政策对新能源配储提出了要求，极大促进了储能在电力行业的迅速应用和发展。同时，在2024年2月国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）实施前，部分地区新能源发电可能以高达正常电价3倍的价格购买调峰服务，这相当于最后20%的电量以负电价上网。为了完成消纳率的考核，强制配储和强制消纳都剥夺了新能源项目自主选择是否被消纳的权利。
国际上储能的发展情况
在国内储能行业飞速发展的同期，2023年全球电力行业新型储能新增投运规模达到45.6吉瓦，中国、欧洲和美国引领全球储能市场发展，三者新增装机规模合计占全球市场的88%，中国占比接近50%。
国外市场推动储能的发展。从国际上看，各国对新型储能采取了不同的政策支持，如美国联邦层面提供了税收抵免和其他激励措施；澳大利亚提供了家庭储能系统的补贴计划，以鼓励消费者采用太阳能与电池储能结合的解决方案；德国既是欧洲户储装机量最高的国家，也是全球户储市场规模最大的国家，截至2024年9月，户储累计装机规模达8.6吉瓦/13.5吉瓦时，在德国储能市场占比接近85%，最常见的商业模式是将光伏系统与电池储能相结合，德国分别在2013年、2016年提出两轮德国复兴信贷发展银行（KfW）光储补贴计划，为配置户用储能的家庭提供低息贷款，并提供最高30%的安装补贴。德国各州政府出台多种优惠政策，如允许购置户用储能设备成本用于抵免个人所得税或直接获得补贴等。
国际经验背后的电价逻辑。在不同的驱动力下，欧美国家对户用储能需求的迫切性要高于我国，主要是由于俄乌冲突后欧洲天然气供应紧张，造成一次能源价格上涨，从而带动了电力市场价格上升，在这种不正常的电价上涨情况下，光储系统出现了相对的经济性。同时，国外用户对电价的承受能力也高于我国。鉴于用户侧电价承受能力的巨大差异，当需要向用户侧疏导新能源配储成本时，应该综合考虑各地的系统承受能力和经济社会的电价承受能力。
储能面对的现实
储能的发展原本是作为未来电力系统超高比例新能源渗透的“解药”，但近几年“被要求”“被需求”的机制设置，导致储能行业的发展一路高歌猛进，可在实际中大批储能电站却成了摆设，建而不用，储能电站的运行状况与初期投资建设时的理想相差甚远。
光环耀眼的储能，实际贡献难以让人满意。虽然在理论支撑下增加了储能需求，但强制配储也暴露出不同问题，最直观的就是在储能基本未调用的前提下，新能源依旧完成了高消纳率：根据中电联发布的调研报告，2022～2023年，新能源配储平均运行系数仅从0.06提升到0.09，平均利用率只有17%，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；同期，全国平均风电利用率分别为96.8%、97.3%，光伏发电利用率分别为98.3%、98%。由于目前多数地区新能源配套储能由电网调管，所以行业内也出现过指责调度机构不调用电源侧储能的声音，但实际上调度机构也在不断完善调用机制、提升调用水平。可是随之出现了新的问题，对传统调节电源的灵活性改造标准的提升速度不及预期，距离国外传统电源的灵活性改造标准仍存在很大的差距。截至目前，真正需要储能的时间节点还没有到来，电源侧储能既没有发挥其应有的作用，还影响了传统电源的发展。
强制配储的成本给经营主体和用户增加了额外负担。推动配储政策的初衷是提高新能源的消纳率，并对未来进行前瞻性投资，但提前投入也对用户的电价上升留下了隐患，“不是不涨而是时候未到”。近几年，很多方面都就储能行业发展过程中的问题进行讨论、提出建议，其中包括新型储能容量电价、根据新能源配储成本核定上网价格等，对储能行业的各种照顾导致的最终结果都是要用户买单。截至2024年9月底，全国已建成投运新型储能5852万千瓦/1.28亿千瓦时，粗略按43%估算新能源配储规模，即便在储能相关费用持续下降的情况下，加上储能变流器、管理系统、储能电缆等投资，新能源配储的总成本仍约为543亿元；若以2024年工商业用电量计算，仅考虑回收新能源配储成本，度电需要分摊约6厘钱。当新能源因为提前配储且在系统中未发挥其作用时，用户却不得不为这一提前投资买单，无疑增加了用户的购电成本。
新能源入市传递出的信号
新能源电价全面开启市场化改革新征程，预示着新能源及其相关产品的发展路径将发生深刻转变，今后其发展态势将更大程度地受到市场机制的驱动。《通知》犹如向新能源和储能领域投入了一颗信号弹，释放出了以下三个方面的信号。
一是还原系统性思维。电力系统的系统性思维可以理解为源、网、荷、储等元器件共同作用实现电力平衡，而不是仅依赖于对单一环节或技术的加强。一味要求可再生能源像调节电源一样运行，这不仅忽略了电力商品的特殊属性，也违背了系统性思维的本质。《通知》指出，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，这一规定的立足点正是要借助市场机制的力量，营造一个公平、合理的竞争环境，各类电源都能依据市场供需关系，实现高峰时段电价上升、低谷时段电价降低的合理价格机制。通过这种方式，还原电力系统的系统性思维，让源、网、荷、储等各个环节都能各司其职、各尽其责，专注于完成自身的分工与使命。
二是还原长远的发展规划。简单理解电力系统就是“一根扁担两个筐”，一边是供应侧、另一边是需求侧，中间是电网，若要实现平衡或是消纳更多的新能源，既可以调整供应侧，也可以调整需求侧，长远规划就是根据市场的经济性对二者顺序的选择问题。从2022年到现在，山东利用市场机制实现峰谷价差逐步缩小，2023年引导全省可调节负荷实现中午填谷350万千瓦、晚峰削减200万千瓦，为午间新能源腾挪的消纳空间相当于12台300兆瓦级抽蓄电站或35台100兆瓦电化学储能所具备的调峰能力。因此，在用户端潜在地存在着一个电力的“富饶之地”，《通知》中新能源电量的市场化，有助于电力价格更好地反映供电成本，还原电力的商品属性，若用电侧的负荷能够根据市场价格变化实现灵活转移、精细调节或适时中断，必然成为电力系统的宝贵资源。从经济调度的角度来说，免费的调节能力远比投资收费的更经济划算。长远看，应该是将市场化的“软机制”排在增加储能“硬设备”之前，优先利用市场机制优化资源配置，审慎权衡储能的投入时机与规模。
三是还原新能源企业选择权。基于新能源的自身特性，其应享有的权利应该是既可以在市场中购买调节能力，也可以通过自身调节去适应市场需求。《通知》指出，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。这种对新能源配储既不强制也不禁止的态度，意味着新能源企业可根据自身需求选择是否配储。比如，某新能源企业某时刻节点电价较低就可以通过自身配置的储能对电量进行时空转移，权衡新能源调用储能付出的费用后，待节点电价升高到一定时进行放电，或是企业所在位置信号较好，电价一直处于较高的水平，就可以选择不进行配储。将选择权还给新能源企业，以市场化方式推动新能源企业自主配置新型储能，能够通过合理的价格信号激励储能建设的积极性。
新能源全面市场化为储能行业带来了前所未有的发展机遇。同时，在储能需求向市场化转变的过程中，储能行业需要适应新的市场环境，提高投资效率。
首先，认清新型储能发展要由“政策驱动”转向“市场驱动”。储能未来的发展要以适应市场化为准则，注重经济性规划。光靠政策补贴并不能解决新型储能盈利的根本问题，一旦政策补贴“退坡”，储能产业将会受到强烈冲击。截至目前，各种关于市场建设的文件都在明确2025年底前实现省级现货市场基本全覆盖，还原能源的商品属性，通过市场化方式进行成本疏导。在现货市场中，价格信号引导负荷侧改变用电习惯的潜力将通过市场化机制被充分激发出来，所以，储能的投资应充分考虑市场价格的经济规划，重塑盈利模式，而非一味地通过政策补贴实现盈利。
其次，降低成本才是储能的生存之本。市场推崇的是物有所值、高性价比，在其他技术先于储能突破之前，储能自身要实现技术突破。对于在市场中缺乏竞争力的储能，若要在市场中获得更大收益，目前可选择的路径之一便是降低成本。在追求降本的过程中，企业需要分析成本结构，找出成本高昂的环节，并制定相应改进措施，如通过技术创新提升储能系统效率、延长储能电池的全生命周期以及提升储能系统的功率密度。同时，应加大科研投入，推动技术创新，提高生产效率和降低成本。此外，企业应对各项成本进行精细化管理，通过优化采购、生产、销售等各个环节，减少不必要的浪费和损耗。储能企业应在今后聚焦于技术创新和性能提升，在新技术出现前提高储能的市场价值。
最后，选择合理场景，丰富盈利模式。储能的发展要结合其自身特性和系统需要，选择适合自身的不同场景进行投资，并创造更大的价值和收益。从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可以分为发电侧储能、电网侧储能和用户侧储能三大场景。对于发电侧，对于可再生能源发电，储能系统可发挥“稳定器”的作用，平滑发电曲线，提高电费收益。此外，储能还可用于传统电源的辅助服务，如火电厂、水电厂通过配置储能，能够快速响应电网的调频备用需求，通过参与电力辅助服务市场获取收益。对于工商业用户来说，储能系统可以帮助其降低用电成本，在电价低谷时充电，在电价高峰时放电，利用峰谷电价差节省电费支出。对于电网侧，当用电负荷高峰来临时，在一些输电线路容量有限的区域可能会出现电力传输瓶颈，储能系统可以在负荷低谷时储存电能，在高峰时释放，起到“削峰填谷”的作用，减轻输电线路的压力，避免因电网阻塞而进行昂贵的输电扩容改造。总之，储能在不同场景下都有着独特的价值和盈利潜力，企业需要精准把握各个场景的特点和需求，选择合理的应用场景，不断创新和丰富盈利模式。
在当前的技术条件下，储能无疑是构建新型电力系统、加速形成新型能源体系进程中至关重要的一环。储能行业的健康发展需要在良好健全的市场机制下进行，《通知》的发布将为储能行业营造一个公平、高效的市场环境。在完善的市场机制下，储能行业将实现从依赖政策支持的“温室”，向依靠市场自身调节的“丛林”法则转变。
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