储能系统本质上是灵活性供电的提供者，为可再生能源为主体的能源系统提供灵活性服务。目前，虽然相关政策已经明确了储能独立市场主体的身份，也对储能容量价值予以肯定，但是真正决定电力系统灵活性的市场价值及其实现的市场机制并不完善。不论是电源侧、电网侧、还是用户侧，都没有实现储能价值的市场机制。当储能进入电力系统，提高了系统灵活性，降低了能耗损失，优化了能源系统结构，但其收益主要来自峰谷电价差，没有体现“谁受益、谁付费”的原则，缺少成熟的电力辅助市场机制及市场化的体系。当前国家和地方出台了一系列与储能有关的政策措施，但受储能产业技术、市场以及政策环境制约，储能还没有形成一个完整的产业，相关管理部门和能源系统也没有形成有效的协同发展机制。真正推动储能产业健康发展的政策机制需要在全面深化电力体制改革过程中逐步建立与完善。

 

 

除抽水蓄能外，其他类型的储能技术尚处于应用示范阶段或大规模应用起步阶段，仍需要持续研发和工程优化。随着能源系统低碳转型，“风光水储一体化”“源网荷储一体化”的基地建设，以及分布式能源的发展，电力系统对灵活性的需求越来越大，储能潜在应用场景也将不断出现，需要基于不同技术路线持续开发大容量、低成本、高效率、高可靠性与高安全性的适用技术。当前，各类储能技术成熟度总体不高，甚至技术相对成熟的电化学储能，仍然存在安全性、适应性以及成本等问题。由于缺乏有效的安全标准规范、项目系统集成水平偏低等因素，储能电站仍然存在安全风险隐患。由于尚未实现规模化应用，加之技术成本高，储能电站成本居高不下。

 

 

储能作为以新能源为主体的电力系统的重要组成部分，应作为独立的市场主体参与电力系统。但是当前的电力市场设计、电力体制都缺乏对储能快速发展的足够响应。与光伏发电、风电初期发展模式相似，储能相关产业体制机制要滞后于储能发展。更多依托原有能源企业捆绑发展，从而将储能成本内部化。事实上，当足够规模储能进入电力系统，发电、输电、配电和用电均能从储能的应用中受益，再不能体现“谁受益、谁付费”的原则，将导致投资主体缺乏足够热情。因此，充分激发市场各类主体投资储能的积极性，需要设计能够充分体现储能价值的电力市场，以及公平的收益分配机制。此外，储能除了应用于能源系统本身，与其他产业有机融合发展也成为新趋势。不同业态和应用场景，储能所提供的灵活性价值以及给各类主体带来的收益也会存在较大差异，这也给具体政策设计带来新的要求。

 

 

在技术层面，大规模储能对于电网的影响和响应需要进行科学验证。特别是需要对大规模储能是否具备足够的稳定性进行科学严格的论证。在价格机制层面，据测算，电化学储能电厂如果按照两部制电价方式，只能维持系统运行成本。如果参考抽水蓄能定价模式，则需要在土地利用等方面争取支持政策。在当前尚未形成完善的价格形成机制情况下，大规模储能电站依托市场机制发展面临巨大挑战。

 

此外，储能设备并网运行相关标准和安全规范不健全。技术标准是连接不同领域、不同设备共同参与电力系统时的重要节点和纽带。储能产业标准涉及设计、运输、安装、验收、投运、运维、灾后处理、电池回收等多个环节，目前储能行业标准体系还不完善，安全规范尚未形成。当前系统集成设计参差不齐，如何做到高安全、低成本、智能化和模块化，是目前储能产业亟待解决的问题。储能系统并网验收标准也不够完善。部分地区要求光伏强制配备储能，但对储能如何参与调度并没有明确，对调度的频次、充放电次数、放电深度也缺乏科学的核定。

 

 

“十四五”是实现“双碳”目标的重要时间段，是构建新能源为主体电力系统的关键时期。随着可再生能源装机的快速增长，电力系统的调峰需求进一步增大。在向新的电力系统转型初期，配置一定比例的储能是比较现实的调节手段。

 

根据《关于加快推动新型储能发展的指导意见》规划目标，到2025年实现新型储能（抽水蓄能以外的电化学储能及其它储能项目）从商业化初期向规模化发展转变，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦（30GW）以上；到2030年实现新型储能全面市场化发展，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。新型储能成为碳达峰、碳中和的关键支撑之一。可以估算，“十四五”时期，新型储能年均增长需要超过6GW。因此，储能将成为未来五年构建新型电力系统的重要支撑之一。

 

 

当前储能应用尚处在示范推广阶段，以电源侧储能为主。随着储能技术进步，电力市场不断完善，储能应用规模不仅在既有的领域有所拓展，而且将以新的业态融入更加细化的环节。一是新能源电站配套储能。“十四五”期间，现货电能量市场、辅助服务市场不断完善，储能市场价值将逐步在电力市场中得到体现，新能源电站配置储能会成为稳定新能源发展的重要手段。二是用户侧储能。随着电力市场化改革不断深化，分布式储能管理将会成为售电公司的重要业务之一。在电力辅助服务市场不断完善情况下，用户侧储能也可能作为第三方独立主体参与电力辅助服务市场。三是分布式发电交易配套储能。在市场化交易模式下，分布式发电项目可就近与用户进行交易，不需要过高的输配电成本，项目的经济性会有所提高。在完善的电力现货市场下，由越来越多的分布式发电自身解决交易偏差问题比统一集中调度更有效率。四是微电网内部储能。随着越来越多的微电网投资朝着商业化方向发展，储能的价值与效益必然要求在微电网内部得以体现。五是电网侧储能。储能技术在无功调节、自动发电控制、旋转备用、黑启动、自动电压控制、减缓电网升级等环节将发挥更大作用。六是增量配电网应用。由于增量配电网在配电、售电以及用户增值等环节都能提供服务，储能在增量配电网内会有更多应用场景和价值。