近年来，以电化学储能为代表的新型储能成为备受市场关注的发展方向。公开数据显示，2022年我国新增投运电力储能项目装机规模达到16.5GW，其中，新型储能规模创历史新高，达到7.3GW/15.9GWh，功率规模占比达44%。国内储能市场的爆发式增长，离不开背后的政策推动。梳理过去几年密集出台的政策法规可以发现，我国从中央到地方正逐步推进“由源到网，由网到荷”的新型储能政策全方位出台和落实。
本文将从以下四个方面总结我们对储能政策梳理的一些观察与想法。

• 中央：多措并举，明确储能发展方向
• 地方：因地制宜，力推储能落地
• 应用场景：源、网、荷场景政策各有侧重
• 面向未来：政策从助推市场成长逐渐向引导、规范市场可持续发展转变

中央多措并举，明确储能发展方向

2021年7月，国家能源局和发改委出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，首次明确了我国新型储能发展的长期目标——2025年实现新型储能装机容量3000万千瓦以上的规模化转变，2030年实现全面市场化。由此，政策助推市场发展的序幕正式拉开。我们将中央出台的一系列政策大致梳理分为以下四个方面。几个方向协同并举，共同促进储能产业持续健康发展。

1. 储能发展的总体规划建设是核心。中央明确提出大力推进储能设施在电源侧、电网侧及用户侧领域的开发建设，为储能产业发展奠定规模基础。同时，承认了储能的独立主体地位，将其纳入电力市场。（2022年国家发展改革委、国家能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》)

2. 通过政策积极引导发电企业、电网、工商用户等多方市场主体配储并参与市场交易，激活储能市场需求。

3. 对储能市场做出规范化指导，确保市场长期安全、稳健发展。政策要求细化储能市场运营及交易规则，明确技术规范标准，做好对市场运行监督和储能电站安全管理工作。

4. 强调储能技术创新的重要性，要求加大关键技术装备及材料等方面的研发力度，构建创新技术体系，以技术创新推动储能市场的可持续发展。

地方因地制宜，力推储能落地

在中央明确储能发展方向后，地方政府纷纷出台区域规划、实施细则，因地制宜、因势利导大力支持引导储能市场发展。
与此同时，因各地发展储能的资源禀赋、市场需求等条件的差异，地方政策的制定与落地呈现明显的地域特点。如西北、华北地区光伏、风电等可再生资源丰富，当地亦频频颁布新能源配储等电源侧相关政策。西南地区如川渝地区近年来用电负荷持续攀升，多项储能政策关注用户侧，成为解决当地保障电力供应的重要举措之一。华东地区新能源装机量不断提升，由于人口稠密、工业活动发达，用电需求量大，当地近年来密集出台储能政策，且涉及各应用领域。

点击此处查看为全国各省市出台的储能规划目标，以及储能政策涉及的应用领域。

此外，从政策颁布执行的时间段看，我国地方储能政策最早集中在电源侧，促进新能源发电并网，减少“弃风弃光”现象。可再生资源充沛的北方省份率先开启电源侧储能布局，2020年至2021年，内蒙古、宁夏、甘肃、河北等地发布多项新能源配储政策（如：2020年5月内蒙古自治区发布《2020年光伏发电项目竞争配置方案》；2021年3月甘肃省发布《关于加快推进全省新能源存量项目建设工作的通知》），东部沿海地区紧随其后（如：2021年4月山东省发布《关于开展储能示范应用的实施意见》），而南方各省份的储能规划与政策出台时间相对较晚。

源、网、荷场景政策各有侧重

我国在储能领域的短期目标通过刺激储能市场规模建设来缓解电力供应紧张、维持系统稳定，并促进新能源科学合理的消纳利用；而中长期目标旨在通过拓宽盈利渠道、完善商业模式，探索市场内部驱动力来建成长期、可持续健康发展的储能产业。鉴于储能在源、网、荷三大类应用领域发挥的作用与盈利途径不同，相关储能政策的侧重点各异：

电源侧储能布局主要通过 “新能源+储能”的形式来实现，在开发建设新能源发电项目的同时要求或鼓励配置储能设施。对此，各省市推出了不同的引导政策，主要方式有：

• 强配——对新能源发电项目的配储容量和连续储能时长设置硬性规定或最低标准（如：2020年6月湖北省《关于开展2020年平价风电和平价光伏发电项目竞争配置工作的通知》）
• 鼓励——积极鼓励、建议投资新能源项目配储。（如：2022年5月《辽宁省2022年光伏发电示范项目建设方案》等）
• 审批倾斜——优先考虑或通过评级加分的形式并网配置储能设施的新能源发电项目。（如：2022年4月安徽省《关于开展2022年第一批次风电和光伏发电项目并网规模竞争性配置工作的通知》等）
• 奖励——给予新能源发电项目主体投资补助、优先发放电量等奖励。（如：2021年1月青海省《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》等）

对于电网侧储能，各省市政策重点围绕辅助服务市场展开。大部分地方政府通过政策明确了储能电站在区域辅助服务市场的纳入范围、技术规范、电网调峰调频补偿标准等细则内容。部分省市增加了辅助服务品种来扩展储能设施服务范围，如转动惯量、快速调压、一次、二次调频等（2022年7月山东省发布《关于征求《山东省发电厂并网运行管理实施细则（2022年修订版）》等六个规范性文件意见的通知》），或通过提高补偿标准上限，给予一次性资金补助等奖励激励电网侧主体配储（2022年12月 重庆市发布《铜梁区支持新型储能发展八条措施（试行）》）。

用户侧储能政策主要通过拉大峰谷价差、资金补贴等形式推动工商储能发展。中央层面明确指出了完善建立分时电价制、尖峰电价制以拉大峰谷价差，引导工商用户配储（如：2021年7月国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》）。地方政府则是“各显神通”，通过实施分时电价、优惠电价；发放一次性容量补助、放电量补贴等资金优惠政策吸引工商主体参与储能市场（2022年9月永康市政府发布《关于印发整市屋顶分布式光伏开发试点实施方案的通知》）。值得一提的是，与户用储能在海外市场的飞速发展不同，我国居民电价低，供电系统稳定等因素使得居民用户侧储能失去必要性与经济性，发展迟缓。

未来我国储能政策走向

当前，我国储能市场处于发展起步阶段，高度依赖政策的支持与引导。未来三到五年内，政策法规仍将在储能市场发展中发挥举足轻重的作用。与此同时，随着市场发展，政策落实的侧重点可能会有所变化。如在应用领域布局上，在进一步扩大电源侧储能规模的同时，政策落地可能也会更多向电网侧、工商用户侧倾斜，吸引多方主体参与储能市场，并助力市场主体探索创新商业模式。在技术路线上，政策将继续鼓励多元化探索与发展，推动不同技术路线在契合的应用场景及地区落地发展，百花齐放。

从我们研究其他新兴行业发展脉络的经验来看，新兴市场从起步到成熟的发展阶段，也是逐步从政策主导向市场化驱动过渡，储能行业亦然。从储能中长期发展目标看，在“十五五”期间，我们认为政策主导将逐步让位于市场化驱动。届时政府补贴将逐步退出，取而代之的是，通过一系列促进储能市场商业化转型的举措帮助市场主体拓宽增纳新型盈利渠道，并且建立健全的行业与技术标准规范储能行业的市场化运行。

放眼未来，完善、精准的政策体系将继续为我国储能市场的可持续发展保驾护航！