储能，是通过特定的装置或物理介质将不同形式的能量通过不同方式储存起来，以便以后再需要时利用的技术。现有的储能技术一般分为五种，即机械储能、电磁储能、电化学储能、热储能和化学储能。每种不同的储能技术又包含更多不同的应用形式。 机械储能 机械储能的应用形式为抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能。 抽水蓄能是指在电网低谷时，将水从低位水库抽到高位水库储能，在电网峰荷时，将高水库中的水回流到下水库推动水轮机发电机发电。它的优点是规模大，能量储存集中，技术成熟；负荷响应速度快，调节能力好。缺点主要是需要上池和下池；建造比较依赖地理条件，有一定的难度和局限性；与负荷中心有一定距离，需长距离输电。抽水蓄能是最主要的储能方式，截至2020年底，抽水蓄能的累计装机规模最大，为31.79GW。 压缩空气储能是在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，将空气高压密封在报废矿井、沉降的海底储气罐、山洞、过期油气井或新建储气井中，在电网负荷高峰期释放压缩空气推动汽轮机发电的储能方式。其优点有削峰填谷；可再生能源消纳；可作为紧急备用电源。缺点是选择合适地点非常有限；需要燃气轮机配合；全过程效率低。 飞轮储能是指利用电动机带动飞轮高速旋转，在需要的时候再用飞轮带动发电机发电的储能方式。其优点是运行寿命长；功率密度高；维护少、稳定性好；响应速度快（毫秒级）。缺点是能量密度低，只可持续几秒到几分钟；自放电率高。 电磁储能 电磁储能的应用形式分为超导储能和超级电容储能两种。 超导储能系统利用超导线图将电磁能直接储存起来，需要时再将电磁能返回电网或其它负载的一种电力设施。其优点是功率密度高；响应速度极快。缺点是超导所使用的材料价格昂贵；能量密度低；维持低温制冷运行需要大量能量；应用有限。 超级电容储能是在电极/溶液界面通过电子或离子的定向排列造成电荷的对峙而产生的。其优点是寿命长，循环次数多；充放电时间快，响应速度快；效率高；维护少，无旋转部件；运行温度范围广，环境友好等。缺点是电介质耐压很低，储存能量较少；能量密度低；投资成本高。 电化学储能 电化学储能主要包括铅酸电池、铅炭电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池。电化学储能是除抽水蓄能之外装机规模最大的储能方式，2020年其累计装机规模达到3.27GW。 铅酸电池的工作原理是铅酸电池内的阳极（Pb02）及阴极（Pb）浸到电解液（稀硫酸）中，两极间会产生2V的电势。其特性是可靠性好、原材料易得、价格便宜，但是其最佳充电电流为0.1C左右，充电电流不能大于0.3C，放电电流一般要求在0.05-3C之间；铅酸电流不可深度充放电，100%放电条件下对电池的寿命影响非常大；铅酸电池一般在温度-20度—+50度条件下使用。铅酸电池主要分为普通蓄电池、干荷蓄电池和免维修蓄电池三种。 铅炭电池是从传统的铅酸电池演变出来的技术，它是在铅酸电池的负极中加入了活性炭，将铅酸电池与超级电容器两者合一，能够显著提高铅酸电池的寿命。其特性是提升了电池功率密度；延长了循环寿命；活性炭占据了部分电极空间，导致能量密度降低。 锂离子电池实际上是一个锂离子浓差电池，正负电极由两种不同的锂离子嵌入化合物构成。2020年，在各类电化学储能技术中，我国锂离子电池的累计储能装机规模最大，为2902.4MW，规模占比达88.8%。锂电池比能高、效率高，从综合性价比来看，最适合储能场景。常用的锂离子电池主要有磷酸铁锂电池、锰酸锂电池、钴酸锂电池以及三元锂电池。

型储能作为新型电力系统的重要基础设施，其巨大的发展需求已成共识。尽管近年来支持储能发展的政策密集出台，但行业翘首以盼的储能发展长效机制并未取得实质性进展。伴随多样的利益主体诉求、复杂的源网矛盾，是多而庞杂、互相矛盾的政策体系，建立清晰可执行的支持政策，关系到新型储能产业乃至新型电力系统建设的成败。 一、储能政策困境 随着国家各部委、地方政府对新型储能发展日益重视，政策文件可谓接踵而至，但时至今日，行业观察者们越发感觉到，各政策之间没有统一逻辑甚至相互矛盾，中央和地方版政策不配套，让行业莫衷一是，主要体现在以下方面： （一）指导性意见为主，可执行性存疑 2021年出台的储能系列政策中，以鼓励性的指导意见为主，虽然提出了“按效果付费”、“谁受益、谁付费”的普适性原则，但在电气关系复杂、主体众多且实时变动的电力系统中，无法进行准确评估和计量，同时我国优先发电、电力交叉补贴错综复杂，效果付费、谁受益谁付费的原则并不能完全落实。 《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051 号）可以看作是新型储能政策的核心，但中间“电网替代性储能设施”、“新能源+储能项目激励机制”的提法，当前阶段概念胜于实质。广受关注的“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”的落地细则也遥遥无期。 （二）政策名目众多，但衔接不足 总结2021年部委及地方发布的储能相关文件，新型储能的发展政策大致可以分为储能参与辅助服务及现货市场、新能源配置储能增强并网规模、电网侧两部制电价以及负荷侧峰谷套利等几类，但政策主逻辑仍不清晰，彼此之间存在交叠甚至矛盾。 一是不管在发电侧、电网侧还是在用户侧配置储能，在增强调节能力、提升有效容量、增加新能源消纳等方面性能相似，根据新型储能所处的位置而区别对待，实际上束缚了不同位置储能综合价值的发挥，应在较为统一的价格机制下一视同仁，也能为共享储能业务模式创造条件。 二是在完善的电力市场机制中，用户侧峰谷套利、新能源购买调峰能力提升并网规模，以及辅助服务占比较大的调峰品种，未来都应通过现货市场价格机制统一体现。 三是储能参与现货市场、（调频、爬坡）辅助服务市场、容量市场并不是简单的叠加关系，三者在时间尺度、容量匹配之间的关系当前并没有细则进行支持。 （三）中央和地方政策不匹配 虽然部委政策接二连三出台，但整体来看，地方版的储能发展政策，并没有体现部委政策文件中的相关原则，反而矛盾点颇多。其中最典型的就是各省（市）要求新能源按比例配置储能的强制政策，间接说明了部委政策主线不明、可执行度不高，各省（市）都不约而同地选择了一种虽然简便但较为武断的方式（如表1）。 表1 各省新能源配置储能政策要求相对于部委原则性的表述，虽然新能源按比例配置储能更容易执行，但也存在明显问题：一是简单通过并网要求的方式将储能发展成本转移到新能源企业身上，在新能源实现平价的初级阶段，储能成本的叠加无疑对相关企业是一个较大的打击。二是剥夺了新能源企业在选择调节资源方面的权力，配储能的容量比例和装机时长也缺乏足够依据，如果要求新能源电站自主承担调节责任，企业自身应有选择其他最优调节路径的权利。三是将储能装机配额作为新能源发电项目并网条件，但对后续运行缺少调度和监督手段，难以保证储能的建设和运行质量，最终也难以实现储能调节的效果。 同时，地方版的储能强制配置要求与发改运行〔2021〕1138号文差异较大。1138号文中提出“超过电网企业保障性并网以外的规模”需要发电企业自建或购买调峰能力，一则考虑了降低新能源企业负担，在电网保障能力外，新能源企业有扩大新能源建设规模需求，才需要配置调峰能力；二则考虑了新能源在选择调峰资源方面的自主性，可让新能源选择边际成本更低的火电灵活性等资源；三则考虑了调峰的长周期需求，配置比例15%-20%的功率，时长达到4小时，基本能满足新增新能源的调峰需求。 二、影响及建议 （一）政策不明确带来的影响重大 根据上述分析可知，新型储能发展相关政策中，中央版堆砌原则且指向不明，地方版简单武断、带来质疑重重。商业模式不清晰，难以使储能行业“向阳生长”，对于行业长期、高质量发展非常不利。 根据简单测算，若光伏配置10%/2小时的电池储能，将造成度电成本上涨6-7分钱，在当前新能源降成本趋势趋缓等不利情况下，不但不利于储能行业，也会造成新能源行业的停滞发展。 （二）不成熟的建议 当前，政策的完善（而不是简单叠加）是储能发展的关键，而理顺政策逻辑的首先要准确认知储能在新型电力系统中的地位和本质功能，储能的核心功能可以分为两个方面： 一是保障电力系统供电充裕度。2021年我国缺电危机，更加说明保障电力供应是电力系统发展的底线。而根据未来负荷发展和电源装机结构，如果煤电装机在当前基础上略有增长，考虑需求响应达到最大负荷5%，2030年供电充裕度仍存在90GW的缺口，储能总投资需求将达到万亿级别；若不考虑需求响应或是严格控制煤电装机不增长的情况下，供电充裕度缺口将在200GW。而2060年在大幅退煤的假设下，供电充裕度缺口将达到800GW，相当于当年最大负荷的30%。电力系统供电充裕度提升的强烈要求，是发展新型储能的首要需求。 二是电力系统调节的需求。随着新能源比例的增长，新能源出力区间幅度较大，根据郭剑波院士《中国高比例新能源带来的平衡挑战报告》，2030年新能源出力占总负荷之比在5%-51%，将造成我国巨大的调峰能力缺口，2060年该情况将更加严峻。同时，新能源出力的快速波动性，要求电力系统具备更强的调频、爬坡能力。所以电力系统的调峰、调频和功率快速调节需求，是发展新型储能的第二动力。 基于上述认识，个人提出不成熟的建议如下：一是参考抽水蓄能发展模式，建立差异化的两部制（电量电价+容量）电价，设定稳定但较低的合理收益，以容量电价为主，对新型储能的容量投资进行直接激励。具体操作中，严密跟踪电力系统充裕度要求，合理规划新型储能建设需求，通过两部制电价招标竞价的方式促进新型储能降低成本，最终实现与抽水蓄能同品同价。以两部制电价支撑的新型储能纳入电网保障调节性电源部分，以提升新能源保障消纳装机规模，也是电力系统充裕度、安全性的重要屏障。该模式主要支持大容量、较长时长、标准化储能电站的建设。 二是以市场为驱动推动更多社会主体参与储能建设。逐步扭转新能源强制配储能的发展方式，完全通过电力市场机制的完善，促进新型储能的准入，作为两部制模式的补充。首先是新能源不断进入现货市场，为了提升负荷预测精度和负荷曲线跟踪能力，新能源企业自主选择配置储能提升履约能力。其次随着辅助服务市场的扩大，调频、爬坡产品的推出，将通过辅助服务市场促进发电企业、电力用户进行新型储能的投资。该模式主要支持规模较小的储能的发展，可按功能灵活配置时长。 三是重视储能的实际运行效果。虽然当前储能已具备一定规模，但储能实际运行效果尚未得到充分验证。加强新型储能设计标准和运行标准的完善，在设计标准中落实电力并网运行管理规定（国能发监管规〔2021〕60号）要求，特别对于纳入两部制的储能电站，需要统一新型储能的调节性能和运行工况耐受能力，建立统一的调节时长要求；在运行中，形成有效的调度细则和监督考核规定，充分发挥

到“十四五”末，我国电动汽车充电保障能力进一步提升，形成适度超前、布局均衡、智能高效的充电基础设施体系，能够满足超过2000万辆电动汽车充电需求。 一、加快推进居住社区充电设施建设安装 （一）完善居住社区充电设施建设推进机制。各地发展改革、能源部门应加强与住房和城乡建设等部门的统筹协作，共同推进居住社区充电设施建设与改造。居住社区管理单位应积极配合用户安装充电设施并提供必要协助。业主委员会应结合自身实际，明确物业服务区域内充电设施建设的具体流程。 （二）推进既有居住社区充电设施建设。各地发展改革、能源、住房和城乡建设部门等应制定既有居住社区充电设施建设改造行动计划，明确行动目标、重点任务和推进时序，结合城镇老旧小区改造及城市居住社区建设补短板行动，因地制宜推进。具备安装条件的，居住社区要配建一定比例的公共充电车位，建立充电车位分时共享机制，为用户充电创造条件。 （三）严格落实新建居住社区配建要求。新建居住社区要确保固定车位100% 建设充电设施或预留安装条件。预留安装条件时需将管线和桥架等供电设施建设到车位以满足直接装表接电需要。各地相关部门应在新建住宅项目规划报批、竣工验收环节依法监督。 （四）创新居住社区充电服务商业模式。鼓励充电运营企业或居住社区管理单位接受业主委托，开展居住社区充电设施“统建统营”，统一提供充电设施建设、运营与维护等有偿服务，提高充电设施安全管理水平和绿电消费比例。鼓励“临近车位共享”“多车一桩”等新模式。 二、提升城乡地区充换电保障能力 （五）建立健全规划工作机制。各地发展改革、能源部门要积极会同工业和信息化、自然资源、住房和城乡建设、交通运输等部门，科学编制省级充电基础设施“十四五”专项规划，指导地市以区县为基本单元编制布局规划。优先利用存量停车场等土地资源，以新增土地供应方式建设的公共充电场站，应加强论证。涉及布局、土地利用和用途管制等方面的内容，应与相关规划做好衔接。 （六）优化城市公共充电网络建设布局。进一步优化中心城区公共充电网络布局，加大外围城区公共充电设施建设力度，因地制宜布局换电站，提升公共充电服务保障能力。充分考虑公交、出租、物流等专用车充电需求，结合停车场站等建设专用充电站。鼓励充电运营企业通过新建、改建、扩容、迁移等方式，逐步提高快充桩占比。 （七）加强县城、乡镇充电网络布局。按照全面推进乡村振兴有关要求，结合推进以县城为重要载体的城镇化建设，加快补齐县城、乡镇充电基础设施建设短板，加快实现电动汽车充电站“县县全覆盖”、充电桩“乡乡全覆盖”。优先在企事业单位、商业建筑、交通枢纽、公共停车场等场所配置公共充电设施。 （八）加快高速公路快充网络有效覆盖。加快制定各省高速公路快充网络分阶段覆盖方案。明确高速公路快充站建设标准规范，将快充站纳入高速公路服务区配套基础设施范围，加强高速公路快充站项目立项与验收环节管理，做好建设用地和配套电源保障工作。力争到2025年，国家生态文明试验区、大气污染防治重点区域的高速公路服务区快充站覆盖率不低于80%，其他地区不低于60%。 （九）提升单位和园区内部充电保障。政府机关、企事业单位、工业园区等内部停车场加快配建相应比例充电设施或预留建设安装条件，满足公务用车和职工私家车充电需要。鼓励单位和园区内部充电桩对外开放，进一步提升公共充电供给能力。 三、加强车网互动等新技术研发应用 （十）推进车网互动技术创新与试点示范。支持电网企业联合车企等产业链上下游打造新能源汽车与智慧能源融合创新平台，开展跨行业联合创新与技术研发，加速推进车网互动试验测试与标准化体系建设。积极推进试点示范，探索新能源汽车参与电力现货市场的实施路径，研究完善新能源汽车消费和储放绿色电力的交易和调度机制。探索单位和园区内部充电设施开展“光储充放”一体化试点应用。 （十一）鼓励推广智能有序充电。各地发展改革、能源部门要引导居民参与智能有序充电，加快开展智能有序充电示范小区建设，逐步提高智能有序充电桩建设比例。各地价格主管部门要抓好充电设施峰谷电价政策落实。鼓励将智能有序充电纳入充电桩和新能源汽车产品功能范围，加快形成行业统一标准。 （十二）加强充换电技术创新与标准支撑。加快大功率充电标准制定与推广应用，加强跨行业协作，推动产业各方协同升级。推进无线充电、自动无人充电等新技术研发。推动主要应用领域形成统一的换电标准，提升换电模式的安全性、可靠性与经济性。完善新能源汽车电池和充电设施之间的数据交互标准。 （十三）加快换电模式推广应用。围绕矿场、港口、城市转运等场景，支持建设布局专用换电站，加快车电分离模式探索和推广，促进重型货车和港口内部集卡等领域电动化转型。探索出租、物流运输等领域的共享换电模式，优化提升共享换电服务。 四、加强充电设施运维和网络服务 （十四）加强充电设备运维与充电秩序维护。充电运营企业要完善充电设备运维体系，通过智能化和数字化手段，提升设备可用率和故障处理能力。鼓励停车场与充电运营企业创新技术与管理措施，引导燃油汽车与新能源汽车分区停放，维护良好充电秩序。 （十五）提升公共充电网络服务体验。加快推进充电运营企业平台互联互通，实现信息共享与跨平台、多渠道支付结算，提升充电便利性和用户体验。鼓励停车充电一体化等模式创新，实现停车和充电数据信息互联互通，落实充电车辆停车优惠等惠民措施。 五、做好配套电网建设与供电服务 （十六）加强配套电网建设保障。电网企业要做好电网规划与充电设施规划的衔接，加大配套电网建设投入，合理预留高压、大功率充电保障能力。各地自然资源、住房和城乡建设部门要对充电设施配套电网建设用地、廊道空间等资源予以保障，加大工程建设协调推进力度。 （十七）加强配套供电服务和监管。电网企业要全面提升“获得电力”服务水平，优化线上用电保障服务，落实“三零”“三省”服务举措，为充电运营企业和个人业务办理提供契约式服务、实施限时办结。国家能源局派出机构要加大供电和价格政策执行情况监管力度，配合地方政府市场监管部门规范转供电行为，做好配套供电服务保障工作。 六、加强质量和安全监管 （十八）建立健全行业监管体系。推动建立充电设备产品质量认证运营商采信制度。建立“僵尸企业”和“僵尸桩”退出机制，支持优势企业兼并重组、做大做强。严格按照“三管三必须”要求，落实各方安全责任。强化汽车、电池和充电设施生产企业产品质量安全责任，严格建设、设计、施工、监理单位建设安装质量安全把关。在加油站、加气站建设安装充电设施应布置在辅助服务区内。充电设施业主、居住社区管理单位、售后维保单位等应加强充电设施安全管理，及时发现、消除安全隐患。各地能源、住房和城乡建设、消防部门结合职责，加强配套供电、规划建设及集中充电场所的消防安全监督管理。建立完善各级安全管理机制，加强充电设施运营安全监管，强化社区用电安全管理。建立火灾事故调查处理、溯源机制，鼓励相关安全责任保险推广应用。 （十九）加快建立国家、省、市三级监管平台体系。扩大监管平台覆盖城市范围，逐步建成纵向贯通、横向协同的国家、省、市三级充电设施监管平台体系，完善数据服务、安全监管、运行分析等功能，推进跨平台安全预警信息交换共享。加快充电设施监管平台与新能源汽车监测平台数据融合，探索构建车桩一体化监管体系。政府监管平台应保持立场公正，定期向社会发布本省充电基础设施运行情况。 七、加大财政金融支持力度 （二十）优化财政支持政策。对作为公共设施的充电桩建设给予财政支持。鼓励地方建立与服务质量挂钩的运营补贴标准，进一步向优质场站倾斜。鼓励地方加强大功率充电、车网互动等示范类设施的补贴力度，促进行业转型升级。 （二十一）提高金融服务能力。创新利用专项债券和基金等金融工具，重点支持充电设施以及配套电网建设与改造项目。鼓励各类金融机构通过多种渠道，为充电设施建设提供金融支持。鼓励保险机构开发适合充电设施的保险产品。 请各有关单位按照上述要求，严格落实责任分工，结合本地区实际完善相关管理工作机制。本实施意见自印发之日起施行，有效期5年。

随着我国“双碳”目标的有序推进，百兆瓦级储能电站也拉开了大规模开工建设的帷幕，除江苏、河南、湖南等地已建成的百兆瓦级储能电站外，山西大同、朔州等地的300兆瓦/600兆瓦时、400兆瓦/800兆瓦时独立储能电站，山东5个100兆瓦/200兆瓦时共享储能电站也如雨后春笋般相继破土动工。与之配套的落地政策也接踵而至，既有储能可独立参与调峰、调频的合法身份，又有储能设施利用小时数不低于540小时的最低保障；既有允许发电企业可以投资建设新能源配套送出工程，又有同一企业集团储能设施可视为本集团新能源配置储能容量；既有峰谷电价价差原则上不低于4:1，又有全国碳排放权交易市场的开放，诸如之类的利好政策不胜枚举，为百兆瓦级储能电站的普及推广奠定了坚实的基础。 发展储能经济是我国电力行业发展一项重大战略，储能对于促进能源转型方面起着至关重要的作用，“十四五”时期，我国已开启全面建设社会主义现代化国家新征程，为实现碳达峰、碳中和这一目标，必须利用储能进行能源消纳，国内出台相应政策，将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力的重要一环。国家对储能行业的发展愈来愈重视，经过十几年的发展，储能进入较为成熟阶段，呈现出爆发式增长趋势，储能大规模发展的时代到来。 一、国家发布的储能政策 今年以来，我国又提出构建新型电力系统的发展战略，国家储能相关政策密集出台。为保证储能的充分利用，规定了原则上每年调用完全充放电次数不低于250次。国家针对新型储能产业打出重磅利好政策，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，从国家层面提出装机规模目标：预计到2025年，新型储能装机规模达到3000万千瓦以上，接近当前新型储能装机规模的10倍，该发展前景和市场规模给行业带来了巨大信心，促进新型储能全面市场化发展，为支撑碳达峰、碳中和目标留出充分的预期空间。2021年8月国家发展改革委发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》要求进一步完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价差。规定系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。对于尖峰电价，也有尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%的规定。峰谷价差套利作为目前储能产业最广泛最重要的商业模式，进一步拉大尖峰电价，无疑对储能产业发展起到至关重要的作用。除此之外，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，国家发展改革委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通 知》，鼓励发电企业通过自建或者购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。在配比要求方面规定，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网，进一步规范了对储能的利用。在国家能源转型大的战略背景下，我国的电力结构发生了重大变化，随着可再生能源占比的不断提高，系统对于辅助服务的需求也在迅速增加。近年国家层面及各地方也不断出台辅助服务领域的相关政策，推动市场的改革与建设，辅助服务系统对于促进新能源并网，构建新型电力系统起着至关重要的作用。2021年2月，国家能源局印发《2021年能源监管工作要点》，更强调要加强现货市场、辅助服务市场的衔接，规范中长期交易机制，全面深化电力辅助服务市场。而随后发布的《发电厂并网运行管理规定》《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，对川渝省间的辅助服务市场建设工作给出了具体的指导，补充了储能、虚拟电厂等辅助服务类型，推动合理建立电力用户参与辅助服务的费用分担共享机制。8月31日，国家能源局公开征求对《并网主体并网运行管理规定》《电力系统辅助服务管理办法》意见，文件称本规定适用于省级及以 上电力调度机构直接调度的火电、水电、核电、风电、光伏发电、抽水蓄能、新型储能等并网主体。电力辅助服务提供主体包括火电、光伏发电、风电、水电、核电、抽水蓄能、新型储能等以及能够响应调度指令的用户可调节负荷（包括通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合的可调节负荷）等并网主体。通过对储能参与辅助服务市场政策汇总可以看出，“按效果付费”的设计思路逐步推广、新能源发电纳入到考核范围、提供服务的主体多元化发展等政策思路正通过试点不断完善，同时允许可跨省聚合资源的区域性聚合商以分省聚合资源的方式参与市场。并且为确保市场运行平稳有序，初期对新型市场主体市场申报价格设立限价，省间调峰辅助服务报价不低于120元/兆瓦时。国家密集出台相关政策支撑辅助服务系统发展，合理制定辅助服务系统调度机制，为实现“3060”目标做好基础工作。 二、地方出台的储能规范政策 在此番利好政策引导下，一些地方也出台相应政策对储能进行规范。在电改方面，根据7月26日，国家发展改革委发布的《关于进一步完善分时电价的通知》，将现行分时电价机制作了进一步完善，各地也纷纷出台相应政策，进一步细化电价，完善电价机制，均在不同程度上拉大峰谷价差电价，优化时段划分，部分省市建立尖峰电价机制进一步拉大峰谷价差。新的分时电价机制，进行了更科学细致的时段划分，把一天分成尖峰、高峰、平段、深谷、低谷、平段等多个时段，为引导用户错峰用电，设置用电高峰期较低谷期电价相差3～4倍。拉大峰谷电价差，从而保障电力系统安全稳定运行，提升系统整体利用效率、降低社会总体用电成本。据统计，各地夏季最热、冬季最冷时段的全年累计时间普遍低于60个小时，但对应的尖峰电力需求可较平时高出1亿千瓦以上，保障电力系统安全稳定运行面临更大挑战，去年以来部分地方已不得不实施有序用电。优化峰谷电价机制、出台尖峰电价机制，有利于充分发挥电价信号作用，引导用户错峰用电，尽可能少地启动有序用电，保障电力系统安全稳定运行，降低社会总体用电成本。为抽水蓄能、新型储能发展创造更大空间，这对促进风电、光伏发电等新能源加快发展、有效消纳，着眼 中长期实现碳达峰、碳中和目标具有积极意义。除此之外，更有多项地方性储能政策相继发布。安徽省发展改革委印发《安徽省电力供应保障三年行动方案（2022—2024）》，文件提出，要结合全省集中式新能源项目布局，积极推动全省电化学储能建设，鼓励电网侧储能项目建设，提高系统调节能力，要积极推动灵活性电源建设，新增电力顶峰能力400万千瓦，其中：应急备用电源120万千瓦、气电160万千瓦、储能120万千瓦。青海省人民政府和国家能源局联合印发《青海打造国家清洁能源产业高地行动方案》，到2030年，全面建成以清洁能源为主体的新型电力系统，基本建成零碳电网，该方案还明确，从推进储能工厂、抽水蓄能建设，发展新型储能、建设储能发展先行示范区等方面加大工作力度，打造多元协同高效储能体系。安徽省经济和信息化厅、安徽省发展改革委、安徽省住房和城乡建设厅、安徽省能源局共同印发《安徽省光伏产业发展行动计划（2021-2023年）》的通知，通知要求，加强储能电池产品布局，推动光储一体化发展；加大系统解决方案开发，形成储能系统辅助光伏并网、电力调频调峰、需求侧响应、微电网等多种系统解决方案，多项利好政策促进储能行业发展，这些政策从多个方位出发，积极调动社 会各方力量，有序推进新能源发展。7月14日，宁夏回族自治区发展改革委发布《关于加快促进储能健康有序发展的通知》，明确配置原则：新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上，从2021年起，原则上新核准/备案项目储能设施与新能源项目同步投运，存量项目在2022年12月底前完成储能设施投运，对于达到以上要求的储能项目，支持参与电力辅助服务市场。该项政策为储能行业的发展创造有利条件。湖北省能源局印发《2021年平价新能源项目开发有关事项的通知》，提出将优先支持源网荷储和多能互补百万千瓦基地等新能源项目建设，对于可配置规模小于基地规模（1吉瓦）的按照容量的10%、2小时以上、充放电6000次以上的标准配置储能。山西省要求，首批试点示范项目储能规模总量50万～100万千瓦。其中，独立储能单体项目额定功率不低于1万千瓦，参与调峰的项目额定功率下连续充放电时间原则上不低于2小时，参与调频的项目额定功率下连续充放电时间原则上不低于15分钟。其他形式储能电站，按照“一事一议”原则确定等等相关政策，推动储能发展，表2为各省份对储能比例、充电时间要求的汇总表。 目前，国内储能行业处于高速发展期，仍有不少问题亟需解决。比如储能大规模发展的同时，也暴露出了市场的发展与政策规划不匹配，顶层设计考虑不足的问题；储能成本过高、大规模用起来艰难的窘境，电力系统为保障可再生能源消纳而产生的辅助服务成本过高；发电侧新能源配置储能还存在利用率和经济性等问题。对此本文给出以下几点建议：强化标准的引领和支撑作用，修改对顶层设计机制上的不足，强化其指导作用；提升储能技术，降低系统支撑成本，不断在技术曲线积累、商业价值实践上进行突破；完善储能项目准入及评价标准，对不同场景下储能的应用进行进一步细分；进一步完善储能产业创新鼓励目录和应用补贴目录。 三、小结 综上，为完成我国“双碳”目标，国电投集团、国家能源集团、华能集团、大唐集团等均给出了碳达峰的具体时间节点和新能源装机目标，储能作为新能源并网的前置条件，其重要性日益凸显，已有18个省市先后出台了鼓励或要求新能源配储能的相关政策文件；23个省市给出了整县制推进光伏的具体实施政策。山东、山西、青海、福建等省相继给出了吉瓦级储能电站的建设规划，随着我国政策红利的逐步释放，可以预计，在不久的将来，储能万亿市场必将催生新型储能技术的不断涌现。