一、独立储能

（一）独立储能规模

截至2022年年底，独立储能电站在建48座、装机3.82GW/7.19GWh，累计投运64座、装机2.1GW/4.86GWh，累计投运总能量同比增长159.13%。受各地区政策影响，目前独立储能电站主要分布在山东、湖南、宁夏、青海、河北，累计总能量占独立储能总能量的74.29%，独立储能装机区域分布呈现出明显不平衡。2022年，独立储能电站平均运行系数20.13（相当于平均每天运行3.03h、年平均运行1106h）、平均利用系数30.07（相当于平均每天利用1.61h、年平均利用586h），运行情况接近电化学储能电站平均水平（2022年电化学储能电站平均运行系数为0.17、平均利用系数为0.09）。

（二）独立储能发展相关政策

整体来看，近年来全国已有约30个省（自治区、直辖市）发布了独立储能相关的支持政策，主要聚焦投资建设（发展规划、投资补贴等）以及电站发展运营（提供电力辅助服务、共享租赁、现货交易等）等方面，各省（自治区、直辖市）发布的独立储能相关政策及装机量情况详见表2。

表2 独立储能政策及装机情况4

整体来看，自2022年6月7日国家发展和改革委员会、国家能源局联合发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》后，已有约20个省（自治区、直辖市）参照文件精神出台了对于替代型储能发展的支持政策，提出在关键节点、电网末端及偏远地区等布局新型储能，发挥储能应急备用技术优势，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收等。

（三）替代型储能发展情况分析

我国配电系统覆盖面广泛，尤其在偏远地区，配电网的负荷密度较低，供电半径较长，这导致位于配电系统末端的用户常常遭遇电压偏低的问题。因此在这些特定的场景下，与新建、扩容电网输配电设施相比，建设替代型储能可以更加便捷、经济地延缓或替代电网升级改造，替代性发挥输变电设施功能。例如，在西藏、新疆等偏远地区的电网末端，由于地理位置偏远、电力输送受限等因素，存在供电不足的问题。传统的电网扩容改造成本较高且时间较长，建设电网替代型储能，可以替代电网的输配电设施，经济灵活地增强电网薄弱区域供电保障能力。

结合上述对于替代型储能发展政策的分析，可以看出电网替代型储能的发展仍处于前期的探索阶段，但随着储能技术的逐步成熟，电网替代型储能需求也逐步显现。

三、电网侧储能发展趋势分析

随着新型电力系统建设的逐步加快，受极端天气以及新能源装机比例逐渐增高的影响，考虑电网安全稳定运行的实际需要，电网侧储能由于其电网互动友好性以及相对清晰的商业模式，在政策和市场中得到了较高的关注，发展前景较为广阔。

在独立储能方面，该模式由于其较为丰富的盈利模式以及较为良好的经济性，目前已经得到了较多地区的关注。但对于独立储能的发展，其涉及的共享租赁、参与电力现货市场、提供辅助服务等获利模式仍存在部分实际问题。一是共享储能全面落地尚需时间。共享储能通过模式创新，为储能降本增收提供了思路，但目前各地项目规划较多，实际投运较少，实际租赁情况、辅助服务调用情况等需要进一步明确保障机制，获得稳定收入存在风险。二是储能参与电力现货市场还处于初步探索阶段。目前只有山东的12个电站开展了相关实践，其规模化发展还依赖各地市场机制的完善及相关技术的进步。三是辅助服务收益无法达到预期值。目前电力辅助服务费在发电电源间实行零和博弈，成本难以有效疏导至电力用户，同时调峰等辅助服务补偿价格普遍不高，独立储能收益难以保障。

在电网替代型储能方面，目前电网替代型储能的发展仍处于前期探索阶段，目前还存在着包括政策中对电网替代型储能界定不明、储能成本纳入输配电成本缺乏核定标准等问题。以上这些因素在一定范围内影响了电网侧储能的实际应用和企业投资的积极性。

然而，受到新能源的快速发展、电力系统的灵活性要求以及能源结构的转型等因素的影响，伴随着储能技术的不断进步和市场的成熟，对独立储能和电网替代型储能的应用需求正逐步凸显，一些实际的问题也正在通过政策等手段逐步解决。未来，考虑到电源负荷及电网情况，电网侧适合建设储能的地址相对有限，独立储能和电网替代型储能在面临较为广阔的发展前景的同时，伴随着有关政策的落地也将面临激烈的竞争。

四、相关建议

一是逐步扩大独立储能比例。政府及相关部门可参考抽水蓄能统一发展模式，采用统一规划、统一建设、接受电网调度与自调度相结合的模式大力发展独立储能。可由地方政府牵头，区域内各类能源企业集中建设独立/共享储能电站（新能源、电网、用户均可参与或主导），由电网进行调用以及结合电力市场情况进行电站自调度，并由政府向参建单位分配相应的新能源开发指标，以此实现政府、电网企业、发电企业的多方共赢，显著提升新能源消纳空间。

二是因地制宜配置电网替代型储能规模。结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性、电网安全、电源结构等因素，由地方政府和电网公司牵头，确定电网替代型储能的配置需求，科学确定配置的合理比例，有序引导建设节奏。同时，对于电网替代型储能，建议在电力系统发展规划中予以明确。

三是构建电网侧长效成本疏导及市场机制。建立保障独立储能、替代型储能盈利的长效机制，完善电能量市场机制，明确独立储能、替代型储能参与电力市场交易规则，加大有偿调峰补偿力度，丰富交易品种，不断完善辅助服务市场建设。研究建立储能成本以电力辅助服务费、输配电价等形式向电力用户疏导的机制，规划出台容量电价机制。健全尖峰电价机制，适度拉大峰谷电价差，通过价格信号激励市场主体自发配置储能资源。

1.数据统计范围：国家电化学储能电站安全监测信息平台收集的全国电力安委会19家企业成员单位500kW/500kWh以上电化学储能电站数据。

2.运行系数=统计期间运行小时数与统计期间小时数的比值。

3.利用系数=统计期间实际传输电量（包括充电量和放电量）折合成额定功率时的运行小时数与统计期间小时数的比值。

4.数据来源：政策由中电联电动交通与储能分会整理，引用须注明出处。

5.2022年8月，山东省《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，明确了新型储能示范项目可以作为独立储能可参与电力现货市场，鼓励新能源配储转为独立储能。

6.2021年4月，山东省能源局出台《关于开展储能示范应用的实施意见》，规定了中长期市场储能的盈利模式，主要是以储能参与调峰辅助服务市场、给予优先发电量计划奖励为主。

7.2022年8月，《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》的发布明确了新型储能示范项目可以作为独立储能可参与电力现货市场，并给予容量补偿，明确可以在全省范围内参与容量租赁，鼓励参与辅助交易。山东省能监办发布了《山东能源监管办关于征求《山东省电力并网运行管理实施细则（2023年修订版）》《山东省电力辅助服务管理实施细则（2023年修订版）》规范性文件意见的通知》，提出山东5MW/2h以上的独立储能电站可以提供电力辅助服务。

8.数据来源：政策由中电联电动交通与储能分会整理，引用须注明出处。