做好碳达峰、碳中和工作，不仅是中国政府向国际社会的庄严承诺，也是中央经济工作会议确定
的2021年八大任务之一。实现碳达峰、碳中和工作，需要降低石油、天然气、煤炭等不可再生能
源的比例，大力发展水电、风电、光伏发电等可再生清洁能源，能源革命有了清晰的发展路线图。
我国国土面积广阔，风光资源非常丰富，可再生能源发电的潜力巨大。与传统能源相比，可再生
能源电力输出不稳定，不平滑，具有波动性、间歇性和随机性等特性，这对电网安全带来了严重
挑战。无论是发电侧还是用电侧，如果配置智慧型储能设备，形成发、储、用一体化的清洁供电
系统，不仅可以帮助可再生能源平滑出力，保障电力系统稳定安全运行，也能“削峰填谷”，补充
用电缺口，改善电力质量。
一．大力发展智慧型储能电站的重要意义。
一是在大规模新能源发电环节，储能系统有利于削峰填谷，使不稳定电力平滑输出。随着可再生
能源发电的并网，电力的波动性和随机性使得电网短时间内的能量不平衡加剧，传统能源（特别
是火电）由于调频速度慢，在响应电网调度指令时具有滞后性，有时会出现反向调节之类的错误
动作，因此不能很好地满足新增的需求。相较而言，储能（特别是电化学储能）调频速度快，电
池可以灵活地在充放电状态之间转换，成为非常好的调频资源。
二是在常规能源发电环节，储能系统可替代部分昂贵的调峰机组，在实现调峰的同时，还能解脱
被迫参与调峰的基荷机组，提高系统效率。承担调峰能力的火电机组，往往需要留出一定的发电
容量作为相应尖峰负荷的能力，使得机组无法达到满发状态，影响运行的经济性。配置储能系统
后，可以在用电负荷低谷时充电，在用电尖峰时放电，从而将火电的容量机组释放出来，提高火
电机组利用率，增加经济性。
三是在输配电环节，储能系统能起到调峰和提高电网性能的作用。在电网环节设置合适规模的储
能站，可以增强电网的抗冲击能力，提高调解幅度，更好地实现供需平衡。在负荷接近设备容量
的输配电系统内，如果大部分时间可以满足负荷供应，只在部分高峰或特定时段会出现自身容量
低于负荷的情况时，可以通过储能系统，以较小的装机容量有效提高电网的输配电能力，从而减
少新建输配电设施，延长原有设备的使用寿命。
四是设置于用户侧的储能系统，通过电力储放可以提高供电安全性和经济性。在分时计价的地
区，低价“谷电”时买入网电充入储能设备，在高价“峰电”时释放储能设备中的电力，既节约了用
户的电费花销，又能削峰填谷，平衡用电负荷，有效缓解电网调节压力。用户侧储能还可以用于
提高微网供电可靠性，当发生停电故障时，储能能够将储备的能量供应给终端用户，避免了故障
修复过程中的电能中断，以保证供电可靠性。
二．智慧型储能电站目前存在的问题。
碳中和的目标，为储能行业发展带来了巨大的市场增量和发展机遇，也对储能产业的发展提出了
更高标准和更新要求。调研发现，目前储能电站普遍受制于产业政策、市场定位、价格机制、规范
标准等因素，具体如下：
一是产业政策不够稳定。2017年，国家发改委等五部委联合印发了《关于促进储能技术与产业发
展的指导意见》，电网侧储能异军突起，仅电化学储能新增装机规模就从2017年的120.9兆瓦增至
2018年的682.9兆瓦，同比增长464.4%。但随后，国家相关部门又明确规定，抽水蓄能电站和电储
能设施的成本费用不得计入输配电定价成本，这直接导致2019年电化学储能新增装机规模下降了
6.7%，电网侧储产业的发展按下“暂停键”。
二是市场机制不够完善。目前，储能电站的市场化运营机制不够完善，价格机制尚未形成，造成电
站收益率低。以用户侧储能项目为例，电站能否盈利主要取决于峰谷价差，很多地方的峰谷价差与
储能度电成本相差无几，利润空间非常有限，无法很好覆盖储能电站的建设和运营成本；此外，国
内的储能电站无法参与电力现货交易，而在国外成熟的电力市场，发电侧储能电站50%的收益来自
于电力市场交易和电力辅助服务。
三是产业定位不够清晰。储能电站是电力供应网络中不可或缺的关键设备，是从属于发电、输电，
还是用电环节？或者是独立的主体？目前尚无清晰。由此衍生出市场准入、计量、结算等诸多问
题，影响了行业的快速发展。
四是标准规范不够健全。由于缺少标准规范，市场上对储能技术的宣传五花八门，客户难以辨识
各种储能电池的技术区别和产品优劣，往往将储能电池的价格作为选择标准，市场竞争陷入价格
战。如高能铅蓄电池、铅炭电池具有循环使用寿命长，电能转化率高，安全稳定等优势，但在市
场竞争中并未占据应有的试产份额。不仅储能电站的安全性受到影响，也不利于全行业的健康发展。
建议：
一是将储能产业纳入国家“十四五”能源发展规划。建议国家在能源领域“十四五规划”及中长期发展
战略规划中，明确储能行业发展目标、重点任务及实施路径，发挥规划引领作用，科学指导储能产
业健康发展，规范发展；加强行业发展顶层设计指导，建立新型电储能国家规划体系；探索海上风
电、陆上风电、集中式和分布式光伏配置储能的行业标准，更好发挥储能在新能源消纳中的作用。
二是推动储能应用和装备制造业协同发展，创新发展。加强先进储能技术研发，在国家重点研发计
划中，着力加强对先进储能技术研发任务的部署，集中攻克制约储能技术应用与发展的规模、效率
、成本、寿命、安全性等方面的瓶颈技术问题，形成系统、完整的技术布局，在重要的战略必争技
术领域占据优势，并形成新的具有核心竞争力的产业链；扶持壮大电池组件、零部件、逆变器等装
备工业，支持铅炭电池等新型电池在储能电站上的广泛应用；研究探索信息技术、人工智能等前沿
科技与可再生能源、储能领域的融合，推动数字技术和储能技术的深入融合，培育壮大市场主体，
扩大储能产业规模。
三是统筹推进各类电力市场建设，引导开展市场化运营。在保障电力系统安全和市场平稳有效运行
的前提下，推动各类市场尽早向储能开放市场准入，在市场开放顺序方面，建议近期鼓励储能参与
辅助服务市场，中远期将储能纳入电力现货市场，同时探索建立容量补偿机制或容量市场，促进储
能获取稳定收益；明确储能在电力市场中的主体地位，使其能够参与调峰、调频等各类服务；完善
储能市场化运营机制，鼓励储能电站开展电力现货和辅助服务市场，多渠道获取收益；电网侧储能
设施参与调频辅助服务时，不收取过网费。用户侧储能系统在充放电时，充电过程和放电过程只计
算一次可再生能源附加费，不与电网发生互动，仅配合分布式发电进行自发自用的，则不收取过网费。
