《關于加快完善新型儲能領域市場化機制的建議》中提出：建立新型儲能容量租賃市場的運營規則和管理要求，由政府制定容量租賃指導價。建立合理的容量電價補償機制，例如允許新型儲能向電網送電時，根據月度可用容量獲得容量電價補償。同時還建議將補貼與電化學儲能的關鍵性能指標相掛鉤，如電化學儲能系統安全性，針對性地促進新型儲能產業的技術發展。
《關于大力推動新型儲能電站規模化應用的建議》中提出：網側儲能是儲能電站應用的主戰場，急需出臺有效的措施加大扶持力度。如儲能電站的年調度使用次數、長時新型儲能電站容量電價、全網儲能電站點的電網租賃統一價格、建設安全標準規范，發布全網不同時長儲能電站需求預測等。探索新型儲能電站“一站多制”機制，不斷提升投資經濟性。綜合運用容量電價、租賃電價，電量電價等機制不斷提升單一儲能電站經濟性，增強市場信心。
《關于進一步支持新型儲能發展的建議》提出：健全電網側儲能電站參與調峰調頻輔助服務的管理機制，特別是參與調度頻次、充放電次數等管理機制，鼓勵支持社會資本積極參與電網側儲能電站建設，并且保障投資者的合理收益。同時，建議省政府主管部門出臺政策，完善分時電價機制，合理拉大峰谷電價差，為用戶側儲能電站發展創造更大空間。
以下為原文
關于加快完善新型儲能領域市場化機制的建議
劉祥
一、背景
為解決新能源消納、電網沖擊等難題，近年來政府對新型儲能建設給予了大力支持，多項政策措施不斷出臺。2021年7月，國家發展改革委及國家能源局聯合發布了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，明確新型儲能的獨立市場地位。2023年，廣東省政府相繼發布了《廣東省推動新型儲能產業高質量發展指導意見》和《廣東省促進新型儲能電站發展若干措施》等文件，逐步明確新型儲能的商業運營模式，促進其規范化、規模化發展。
在多項政策推動下，2022年廣東省新型儲能產業營業收入約1500億元，裝機規模達71萬千瓦。但是，因為市場模式單一、盈利能力弱、利用率低等問題，儲能產業發展仍受到一定制約。一是現有政策多為指導性政策，實際落地需要時間，儲能行業的市場機制尚不完善。二是大部分儲能電站收入主要依賴傳統的輔助調峰，收益來源單一，盈利能力薄弱，導致產業積極性不高、儲能等效利用率偏低。目前國內電化學儲能項目的平均利用率為12.2%，其中新能源配儲利用率僅為6.1%。為提高我省儲能電站利用率、推動新型儲能產業的健康發展，亟需配套相應的市場化機制并加大產業扶持力度。
二、建議
（一）建立儲能容量市場機制。建立新型儲能容量租賃市場的運營規則和管理要求，由政府制定容量租賃指導價，引導企業合理定價，為市場提供明確的指導和規范。建立合理的容量電價補償機制，例如允許新型儲能向電網送電時，根據月度可用容量獲得容量電價補償。
（二）打造新型儲能輔助服務交易市場。建立靈活的新型儲能輔助服務交易市場機制，引入更多可交易的電力輔助服務品種。允許新型儲能運營企業提供多種類型的輔助服務，鼓勵通過市場競爭實現資源的優化配置，促進市場化交易進程。
（三）提供金融支持工具。通過國有銀行或政策性銀行向新型儲能項目提供低息貸款，降低產業融資成本。針對新型儲能的產業特點，創新金融產品和服務，通過綠色債券、專項基金、綠色保險等ESG金融工具為產業提供多元化的融資渠道。
（四）合理優化補貼政策。當前新型儲能項目補貼主要基于項目投資額、電站容量和放電量，建議將補貼與電化學儲能的關鍵性能指標相掛鉤，如電化學儲能系統安全性，針對性地促進新型儲能產業的技術發展。
關于大力推動新型儲能電站規模化應用的建議
李倬舸
《廣東省推動新型儲能產業高質量發展的指導意見》（粵府辦〔2023〕4號）為我省新型儲能產業發展指明的方向和目標，有力推動了我省新型儲能產業快速發展。但也面臨潛在產能過剩，需求增速放緩、行業自身的市場牽引力較小，經濟性、穩定性不足等問題。借鑒光伏產業發展經驗，需加大推動新型儲能規模化應用力度，以實現我省新型儲能產業發展目標。
一、背景或事由
（一）儲能產能呈現過剩現象，需通過擴大應用促進產業健康發展。2023年以來，大量新產能釋放，而既有產能仍在消化，供給過剩問題加劇。同時，作為儲能主要市場的歐美國家的“美國制造”、歐盟《新電池法》等政策限制也給國內企業的海外發展設置了較大障礙，行業電池產能利用率大幅下降。2023年上半年，鋰電池龍頭企業寧德時代的電池系統產能利用率為60.5%，同比下降約21個百分點；億緯鋰能鋰電池產能利用率同比下降約15.5個百分點。大力推動我省儲能電站規模化應用是應對市場風險、實現我省新型儲能發展目標的重要保障。
（二）應用規模較小，較難支撐萬億產值實現目標。相對于我省萬億產值發展目標，新型儲能裝機規模與之較不匹配，產值實現嚴重依賴外部市場，若外部市場形勢不利，將對我省儲能產業發展目標造成重大影響。就國內發展而言，截至2023年9月底，山東省在運新型儲能333萬千瓦，裝機規模率先突破300萬千瓦。這也是山東省繼2022年底在運規模達到155萬千瓦后，第二年保持全國第一。相比而言，我省應用規模較小，到2025年，全省新型儲能裝機規模達到300萬千瓦。到2027年，將達到400萬千瓦，具有廣闊空間。
（三）促進規模應用機制不完善，影響產業和市場發展預期。當前，國內新型儲能行業發展主要基于政策引導，經濟性不強。2023年國內新型儲能行業發生劇烈波動，深層次原因是國內儲能行業的經濟性不強不穩、政策指導性和持續性不強，產業預期不穩。國內儲能電站規模化應用前列省份，逐漸探索出了適應用戶側、電源側和網側儲能電站的系列組合政策，穩定發展預期，取得積極效果。如浙江出臺用戶側儲能電站技術規則，山東從新型儲能市場化、規模化、規范化三個方面提出12條措施，明確了4條盈利渠道，并在國內最先建立容量補償電價機制。要實現我省新型儲能產業發展目標，需要進一步研究出臺有利于市場健康發展、預期穩定的組合政策。
二、建議或措施
（一）加大我省新型儲能電站規模化應用力度，助推儲能產業高質量健康平穩發展。一方面，隨著我省風光新能源以及跨省區域風光新能源的大量輸入，對儲能需求將大幅增加。更重要的是另一方面，借鑒光伏產業加大應用力度實現高質量發展的路徑，通過加大儲能電站規模化應用力度，可避免行業大起大落，以應用促創新，以應用促發展以實現儲能產業的高質量發展。
（二）制定出臺一系列有效推動儲能電站應用的組合政策措施。
1.制定出臺支持網側儲能電站發展的系列措施。網側儲能是儲能電站應用的主戰場，急需出臺有效的措施加大扶持力度。如儲能電站的年調度使用次數、類似于抽水蓄能電站的長時新型儲能電站容量電價、全網儲能電站點的電網租賃統一價格、建設安全標準規范，發布全網不同時長儲能電站需求預測等，增強市場主體的積極性，創造性，維護市場的公平性，增強市場發展正向預期。
2.制定出臺支持工商業用戶側儲能電站規模化應用措施。實施有利于分布式新能源和用戶側儲能電站發展的分時電價政策、用戶側儲能電站技術規范等，增強政策的穩定性避免其他省份的頻繁調整，提升經濟性和市場預期。
3.探索新型儲能電站“一站多制”機制，不斷提升投資經濟性。綜合運用容量電價、租賃電價，電量電價等機制不斷提升單一儲能電站經濟性，增強市場信心。
關于進一步支持新型儲能發展的建議
何坤皇
一、基本情況
在“雙碳”目標的大背景下，我國傳統能源向新能源行業轉型發展的如火如荼。按照我國“十四五”能源規劃的目標，2025年我國電力總裝機容量將達到30億千瓦，其中靈活調節電源的建設將達到7.2億千瓦。而在靈活調節電源的建設過程中，新型儲能因具有建設速度快、調節性能優良、不受地域限制等多種優點受到全國各地的重視，逐步在電網側、用戶側開拓了多種商業模式。
電網側新型儲能主要是配合電網企業提供調峰調頻等輔助服務，提高電網安全穩定運行水平和保供應急能力。國家政策鼓勵社會資本積極參與電網側儲能電站建設。但是，目前我省尚未出臺電網側儲能電站建設發展規劃，廣東電網公司也尚未出臺相關項目審批規定，社會資本參與電網側儲能電站建設的項目審批無章可循。此外，雖然國家政策已經明確規定電網側儲能電站參與調峰調頻輔助服務補貼標準，但在參與調度頻次、充放電次數等方面還沒有明確規定，導致投資者合理收益難以保障。據悉，貴州省擬出臺政策：“電網側新型儲能項目年調度完全充放電次數應不少于300次”，以鼓勵社會資本參與電網側儲能電站建設。
用戶側新型儲能主要是鼓勵引導用電量大，且對供電可靠性、穩定性要求高的工業園區、工商業企業配建新型儲能設施，即用戶側儲能電站。目前，技術成熟度最好、商業化應用水平最高的是峰谷電價差套利。通過谷期充電，峰期放電，緩解供電壓力，實現峰谷套利。峰谷電價差是影響用戶側儲能電站經濟性的關鍵要素。由于我省部分地區的峰谷電價差仍然較小，難以吸引社會資本投資建設用戶側儲能電站。此外，目前廣東電網公司尚未出臺用戶側儲能電站并網接入審批的工作流程指引，地方電網企業在受理用戶側儲能電站并網接入申請時無章可循，影響用戶側新型儲能電站的建設發展。
二、建議
建議省政府主管部門出臺電網側儲能電站建設發展規劃，協調廣東電網公司完善相關項目審批規定，并健全電網側儲能電站參與調峰調頻輔助服務的管理機制，特別是參與調度頻次、充放電次數等管理機制，鼓勵支持社會資本積極參與電網側儲能電站建設，并且保障投資者的合理收益。同時，建議省政府主管部門出臺政策，完善分時電價機制，合理拉大峰谷電價差，為用戶側儲能電站發展創造更大空間。同時，協調廣東電網公司完善相關項目并網接入審批規定，以鼓勵支持社會資本積極參與用戶側儲能電站建設。
來源：廣東人大網
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