目前，我国能源结构正由煤炭为主向多元化转变，清洁低碳、安全高效的能源体系正加快构建。以光伏、风电为代表的新能源具有间歇性、波动性、随机性的特征，其大规模并网给电网消纳和安全稳定运行带来考验，也在一定程度上影响能源结构转型。电网调节需求的增长为储能发展带来机遇，需建立一套公平合理、激发各方活力、适应新能源发展趋势的储能配置机制。
关于储能立法的基本思路是，将储能作为可再生能源发电的配套技术，注重发挥其在电力辅助服务方面的作用。这在可再生能源法和能源法中均有所体现。国家层面政策支持储能市场化发展，鼓励独立储能参与电力市场交易和辅助服务，但具体规定较为宽泛，部分条款不够明确。各省针对储能高质量发展出台支持政策，截至2024年年底，全国已发布相关政策2470余项，涵盖电源侧配储、市场交易品种及各类补贴等方面。
储能发展仍面临一些问题。一是配建储能分散建设，限制了储能功能的发挥。配建储能分布分散、装机规模相对较小、调度成本高。有些地方未出台相应的使用考核办法，存在“建而不用”的情况。二是储能发展模式存在一定局限性，市场的引导作用有限。例如，抽水蓄能项目的建设需获得政府审批，审批多以宏观市场需求为参考，可能导致投资与实际市场需求不完全匹配。三是电网调节责任不一致，影响市场环境公平。分布式光伏发电并网规模快速增长，增加了电网调节成本，但未规定其主体相应的电网调节责任。四是储能发展的商业模式处于探索期，措施多为政府主导，缺乏充分释放储能潜力的市场化政策。五是储能容量电费分摊方式不够合理。抽水蓄能的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收；新型储能的容量电费标准参考抽水蓄能制定，即投资收益由储能项目主体获得，而成本由所有工商业用户承担。
为更好地发挥储能的作用，可探索建立统一的储能容量租赁市场平台。在需方市场，建立“保底+市场化”的储能容量消纳机制，满足电网调节基本需求的保底储能容量不参与市场交易，由电网企业与储能项目主体签订中长期合同予以保障，保底之外的调节需求通过市场化方式满足，新能源并网主体在公平承担电网调节责任的前提下，通过市场租赁方式取得容量指标。在供方市场，电网企业支付保底储能的容量电费，超出保底部分的储能项目调节容量以指标形式向市场出租。供方和需方通过储能容量租赁市场开展交易，政府对市场进行规制和监管，从而引导各方科学投资储能，扩大电网调节容量来源，释放新能源电力消纳空间。
实现以上总体设想，需要多方面协同推进。首先，需要建立市场化、平台化的储能容量租赁市场，做好与电力辅助服务市场、电力现货市场和电力中长期交易市场的衔接，明确各类主体的准入条件，丰富交易品种，建立市场化价格形成机制，完善相应的结算、监管机制。其次，要规定新能源并网主体公平承担电网调节责任，测算价格平衡点，使在储能容量租赁市场租赁指标的收益大于自建储能项目，促进规模小的并网主体通过市场租赁满足调节需求，推动大规模独立储能项目建设。同时，应优化储能发展政策，设定储能并网规模下限，对已建成的配建储能制定运行考核规则，推动配建储能以多种方式参与市场交易。此外，要建立“谁受益谁负担”的容量电费制度，通过租赁市场平台募集和分配储能容量费用，由新能源投资获益主体承担，并设立市场失灵时的救济机制。最后，允许电网企业将投入的电网调节费用量化为指标参与市场交易，科学规划电网建设，建立起政府、电网企业和社会投资主体共同参与的储能大数据平台，以市场竞价的方式确定储能项目建设业主。
（供稿单位：国网安徽省电力有限公司）
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