國外新型儲能政策研究及對中國儲能發展的啟示

李敬如, 萬志偉, 宋毅, 孫充勃, 金強

國網經濟技術研究院有限公司，北京 102209

引用本文

李敬如, 萬志偉, 宋毅, 等. 國外新型儲能政策研究及對中國儲能發展的啟示[J]. 中國電力, 2022, 55(11): 1-9.

LI Jingru, WAN Zhiwei, SONG Yi, et al. Research on new type energy storage policies of overseas countries and inspirations to energy storage development in china[J]. Electric Power, 2022, 55(11): 1-9.

引言

新型儲能作為一種靈活性資源，是支撐新能源大規模并網的重要技術手段。近年來，美國、英國、澳大利亞等發達國家在推動能源低碳轉型的過程中，出臺了一系列促進儲能發展的政策法規，有效推動了儲能產業的發展。

截至2021年底，全球儲能裝機規模為25.4 GW（不含抽水蓄能）。其中，中國、美國、英國、澳大利亞占主要份額，裝機規模分別為5.7 GW、6.5 GW、2.1 GW、1.0 GW，排名世界前十[1]。

根據美國能源信息署（EIA）公布數據，2020—2023年，美國儲能年度新增規模預計從1.4 GW增長到5 GW，與風、光等新能源年度新增規模的配置比例由5.6%上升到24.4%[2]。相較而言，中國2021年風、光等新能源新增規模為101 GW，儲能新增規模為2.45 GW，平均配置比例僅為2.4%[1]，發展建設明顯滯后于新能源。

雖然中國的儲能市場規模龐大，且發展潛力巨大，但是目前尚處于商業化初期，市場機制和商業模式不成熟，市場投資意愿較低，因此，2021年新增儲能中電源側和電網側儲能占比較高，分別為41%和35%，用戶側儲能占比僅為24%，在促進儲能發展的政策和市場方面與美國、英國、澳大利亞等國家存在明顯的區別。

1.美國儲能政策

美國近幾年儲能發展迅速，是全球規模最大的儲能市場，同時美國也是發布儲能相關政策最為活躍的國家，聯邦和各州從財稅支持政策、參與電力市場機制、明確發展目標等方面，出臺了系列政策、法規支持儲能發展。

1.1  財稅支持

美國聯邦政府層面的財稅支持政策主要包括加速成本回收（MACRS）和投資稅收減免（ITC）兩方面。其中，獨立儲能或者75%以下充電量來自光伏的儲能設施可享受為期7年的MACRS補貼，75%及以上充電量來自光伏的儲能可享受為期5年的MACRS補貼和最高30%的稅收減免[3]。為進一步激勵獨立儲能發展，2021年11月美國眾議院通過《Build Back Better》法案，提出5 kW·h以上儲能系統最高可享受30%的稅收減免[4]。

除此之外，美國各州政府也出臺了相應的財稅支持政策。2018年11月，馬薩諸塞州通過《太陽能可再生能源目標（SMART）》，明確提出為光伏配套的儲能提供最高0.06美元/(kW·h)的發電補貼[5]。加利福尼亞州2009年將儲能納入自發電激勵計劃（SGIP）的補貼范圍，并在2021年12月進一步明確儲能安裝補貼標準為0.18~0.5美元/(W·h)[6]。2022年，加利福尼亞州要求所有商業建筑配置“光伏+儲能”，限制光伏反送電量不超過發電量的10%。

早期，美國主要對光伏設施提供財稅補貼，而配套建設儲能也能享受相應的優惠，但是近年來，聯邦政府對獨立儲能更加重視，尤其是在光伏規模逐漸擴大的情況下，儲能的調節能力將會發揮更大的作用，因此，政府通過獨立儲能優惠政策和限制光伏反送等方式鼓勵儲能的建設。

1.2  市場機制

自2007年起，為促進儲能參與電力市場，美國多次完善電力市場交易機制。美國聯邦能源管理委員會（FERC）分別于2007年和2008年發布890號法令和719號法令，要求區域輸電組織/獨立系統運營商（RTO/ISO）允許儲能進入電力批發市場。2011年發布的755號法令、2013年發布的784號法令和792號法令對儲能參與調頻服務做出明確規定，要求各區域市場允許儲能參與各類服務市場并獲得相應的收益。美國充分認可了儲能作為靈活性調節資源對電力系統運行的作用，從聯邦政策層面確保了用戶投資建設儲能項目的盈利方式。

雖然FERC在2007—2013年間發布的各項法令規定了儲能能夠參與各類電力市場，但是其他法令和RTO/ISO的部分規定對于儲能參與電力市場有一定限制，市場機制繁瑣復雜，影響了美國儲能行業的增長前景。因此FERC在2018年發布第841號法令，要求RTOs和ISOs消除儲能參與容量市場、能量市場和輔助服務市場的障礙條款，針對儲能系統的物理、運行特性，建立包含市場規則在內的參與模型，為儲能參與批發市場創造條件[7]。2020年，FERC發布第2222號法令，放開屋頂太陽能、用戶側儲能等分布式資源進入電力市場，為儲能的成本回收和盈利提供良好的市場環境[8]。

市場機制的完善對于儲能市場的發展具有明顯的促進作用，也有利于電力系統運行的穩定性。從區域分布看，大約74%的大規模電池儲能部署在RTO/ISO地區[9]。美國最大的區域性電力市場（PJM市場）中，電池儲能以調頻服務為主，平均持續放電時間為45 min，2017年為系統提供了46.5%的調頻需求。加州電力市場中，電池儲能以提升電網可靠性服務為主，平均持續放電時間為4 h，2020年8月，極端高溫天氣、新能源出力不穩定、靈活性資源不足等因素導致電力供需緊張，加州實施居民用戶輪流停電措施，儲能設施起到了支撐電網穩定運行的作用。

1.3  發展規劃

聯邦政府層面尚未制定明確的儲能發展目標，但IEA對未來幾年的儲能規模進行了預測，如圖1所示，預計到2023年，美國大型儲能總規模將超過12 GW，其中約40%的大型儲能將部署在加州市場[9]。

美國多個州制定了清潔能源發展計劃，明確了儲能發展目標，如表1所示。以加利福尼亞州為例，2022年2月，其公共事業委員會（CPUC）批準了一項長期清潔能源計劃，提出到2032年新增新能源25.50 GW、儲能14.75 GW。儲能新增規模達到新能源新增規模的58%[10]。同時，加利福尼亞州通過自上而下的采購指令，要求PG&E、SCE、SDG&E等公用事業公司部署電池儲能系統，以推動儲能發展目標的實現。

目前，為滿足新能源快速發展需求，加利福尼亞州正在積極部署“光伏+儲能”項目，如表2所示，儲能配置比例大多超過40%，充放電時長以4 h為主。

2.英國儲能政策

英國主要依托其成熟的電力市場機制，通過政策不斷完善市場機制，為儲能參與電力市場交易提供良好的市場環境，對于儲能技術創新提供資金支持，推動儲能技術商業化規模化發展。

2.1  完善市場機制

英國電力和燃氣市場監管機構（Ofgem）最早在2004年修訂的《電力法》中明確規定發電行業的監管規則適用于電力存儲的設施[11]。但Ofgem對于儲能的定義模糊不清，儲能作為發電主體和終端用戶，參與市場存在較大的限制。直到2017年，英國商務能源與產業戰略部（BEIS）和Ofgem聯合發布《Upgrading Our Energy System：Smart Systems and Flexibility Plan》，將儲能作為發電主體的單一分類，而不是終端消費用戶，強調了儲能在削峰填谷和電力供應保障等方面的作用，計劃在儲能定義、規劃、并網、補貼、交易機制等方面進行調整，消除儲能在市場監管等方面的障礙，構建靈活電力市場機制，推動英國儲能產業的快速發展[12]。

在市場監管方面，英國將50 MW及以上的儲能項目（威爾士地區為350 MW以上）納入國家重大基礎設施項目，由中央政府進行統一規劃審批[12]，延長了大型儲能項目的建設流程。2020年7月，BEIS取消國家規劃中對儲能部署容量的限制，允許英格蘭地區部署50 MW以上儲能、威爾士地區部署350 MW以上儲能，由地方政府進行規劃審批，項目規劃周期預期縮短3個月以上[13]。

在儲能并網方面，為了實現輸配電網建設成本的回收，英國國家電網系統運營商向用戶和發電主體征收平衡服務系統使用費，由于早期電力法對儲能的定義不清，具備充放電特性的儲能會被雙重收費，產生高額過網費，降低了儲能的實際運營收益。2020年5月，Ofgem明確提出對儲能的電價政策進行修訂，將儲能作為發電主體，在放電時收取費用[14]。

在參與市場方面，英國儲能項目參與電力市場獲利主要包括峰谷套利、輔助服務、容量市場等，儲能參與容量市場的收益較低，但是可以同時參與其他電力市場以提高收益。

在峰谷套利方面，目前，英國日前市場的平均價差顯著提高，儲能價格不斷下降，獨立儲能或新能源配套儲能通過平衡單元等負荷聚合商參與日前市場和平衡市場，已基本具備盈利能力。2022年2月17日的英國日前市場電價如圖2所示，峰谷電價差達到200歐元/(MW·h)，2 h和4 h儲能的平均峰谷套利價差為192歐元/(MW·h)、160歐元/(MW·h)左右。據測算分析，2、4 h儲能日均套利價差達到149歐元/(MW·h)（約合人民幣1.02元/(kW·h)）、111歐元/(MW·h)（約合人民幣0.76元/(kW·h)），即可實現盈利（目標杠桿回報率為10%）。

在輔助服務方面，英國儲能項目主要參與固定頻率響應（FFR）和增強頻率響應（EFR）等服務。FFR要求一次調頻響應時間10 s，持續時間20 s，二次調頻響應時間30 s，持續時間30 min[15]，一般由可再生能源、儲能、負荷參與，2018年，英國國家電網將FFR合同從2年延長至4年，提高了儲能參與FFR的收入穩定性。2015年底，英國國家電網引入EFR服務品種，調頻響應時間1 s以內，以實現更短時間的系統頻率調節[16]，目前EFR調頻需求主要由儲能滿足，市場規模從2016年的200 MW增長到2021年的1.2 GW。

2.2  財政補貼

2019年4月起，英國取消了針對小型低碳能源的上網電價補貼政策（feed in tariff，FIT），戶用光伏平價上網，延緩了戶用光伏市場的增長。在缺乏相應財稅補貼的情況下，戶用光伏配套儲能和戶用儲能發展緩慢，隨著電價差的增大，戶用光儲和儲能將迎來快速增長。

相比之下，英國對于大型儲能和儲能技術創新提供了一定的資金支持。2017年，英國政府開展法拉第電池挑戰計劃（Faraday Battery Challenge），到2022年累計為儲能項目提供了3.3億英鎊的資金支持，其中1.08億英鎊用于高校等獨立機構研究電化學儲能前沿技術、市場分析和商業化等，0.9億英鎊用于商業合作機構研究儲能成本、性能、回收等，1.2億英鎊用于建設英國電池工業中心，實現電池產能提升和規模化全球化布局。2020年11月，英國政府提出的“綠色工業變革十項關鍵計劃”[17]中計劃提供1億英鎊支持能量存儲和靈活性創新技術的研究，以實現高比例可再生能源系統下小時、天、月等不同時間尺度的能量存儲。

3.澳大利亞儲能政策

與美國相似，澳大利亞為了促進儲能的快速發展，在財稅支持、市場機制和發展規劃等方面制定了較為全面的支持政策，但澳大利亞政府對戶用光儲的補貼力度較大，因此戶用儲能的發展規模明顯快于大型儲能。

3.1  財稅支持政策

在大型電池儲能項目方面，2012年，澳大利亞可再生能源署（ARENA）成立，為可再生能源技術從早期的實驗室技術創新到商業領域的規模化應用提供資金支持。截至2021年，ARENA已累計為39個電池儲能項目提供2.2億澳元資金支持，項目總價值超過9.7億澳元[18]。2022年ARENA明顯加大了對大型儲能的支持力度，公布了新一期的1億澳元儲能項目資金支持計劃，用于建設電網側大型儲能，為電網提供調峰調頻等系統服務[19]。2012年，澳大利亞政府發布了清潔能源金融公司法案，根據法案成立了清潔能源金融公司（CEFC），計劃拿出100億澳元用于澳大利亞可再生能源、能源效率和低排放技術的商業化和部署，同時成立了清潔能源創新基金，為清潔能源項目提供貸款、融資等資金支持，2020—2021年期間，CEFC在可再生能源領域投入超過8.1億澳元。

在戶用光儲和儲能方面，能源市場委員會（AEMC）通過上網電價（FIT）為家庭建設戶用光伏提供補貼，積極推動屋頂光伏發展。目前，已有超過30%的家庭安裝屋頂光伏，除此之外，澳大利亞電價近幾年也在不斷上漲，為光伏配套儲能提供了巨大的發展空間。2021年8月，AEMC規定電力公司可以調整光伏上網電價，并在光伏大規模返送時向光伏用戶征收上網費，激發了戶用光伏配套儲能的需求[20]。

在市場需求的基礎上，澳大利亞各州政府出臺無息貸款、投資補貼等優惠政策，鼓勵戶用型儲能發展。2021年12月，新南威爾士州政府修訂《Enpowering Homes Solar Battery Loan》計劃，向戶用型光儲、儲能提供最高14 000澳元、9 000澳元的無息貸款[21]。2022年2月，維多利亞州修訂《Solar Victoria》計劃，向用戶提供最高3 500澳元的光伏配套儲能投資補貼[22]；北領地政府制定了《家庭和企業電池計劃（HBBS）》，為用戶型儲能提供450澳元/(kW·h)、最多不超過6 000澳元的投資補貼[23]。其他各州也紛紛出臺與戶用儲能相關的補貼政策，進一步推動戶用儲能的規模化發展。

3.2  市場機制

澳大利亞的戶用儲能在財政補貼的基礎上，通過峰谷套利、虛擬電廠等方式參與市場并獲取收益，而大型儲能項目則通過參與國家電力市場（NEM）盈利。NEM由澳大利亞政府電力部門在1998年成立，由AEMC負責制定規則、能源監管機構（AER）進行監管、能源市場運營機構（AEMO）進行運營，覆蓋澳大利亞6個州及地區。NEM的市場機制較為成熟，但是針對大型儲能的規則尚不完善，充放電特性要求儲能在發電主體和用戶兩種類別進行注冊，雙重收費機制影響了大型儲能參與市場的收益。因此，2021年12月，AEMC規定儲能可以注冊為綜合資源供應商（IRP），作為單一主體參與市場，解決了儲能設施參與NEM的注冊流程繁瑣、收益降低等問題。

在NEM市場中，大型儲能主要參與輔助服務市場和電力現貨市場獲取收益，2021年澳大利亞在運儲能項目參與輔助服務市場以提供頻率控制和輔助服務（FCAS）為主，儲能時長大多為1~2 h，收入占總收入的80%左右。2021年10月，AEMC將NEM市場結算機制由30 min調整為5 min，進一步提高了儲能參與輔助服務的盈利能力。

在電力現貨市場方面，AEMC規定電價不得大于15000澳元/(MW·h)，不得小于–1000澳元/(MW·h)，參考NEM公布的實時電價數據，峰段電價一般大于600澳元/(MW·h)，谷段電價一般小于300澳元/(MW·h)，基本滿足盈利要求，隨著可再生能源發電占比增加，電價波動加大，大型儲能通過峰谷套利獲得的收益會進一步提升。

3.3  發展規劃

2021年12月，澳大利亞能源市場運營機構（AEMO）發布2022年綜合能源計劃（ISP2022），計劃到2049年儲能規模接近60 GW，預測規模如圖3所示[24]。其中，戶用型儲能（含光儲）占比70%，大型電池儲能占比20%，抽蓄等其他儲能占比10%。

4.中國儲能政策

國內儲能發展起步較晚，從2021年開始，國家發改委、能源局相繼發布一系列政策，促進新型儲能發展。2022年2月，國家發改委、能源局印發《“十四五”新型儲能發展實施方案》，從電源側、電網側、用戶側3個方面給出了新型儲能規模化發展的思路和措施，并在市場體系、價格機制、商業模式等方向進一步加快新型儲能市場化步伐[25]。2022年6月，國家發改委、能源局發布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》[26]，進一步明確新型儲能市場定位，建立完善相關市場機制、價格機制和運行機制，引導新型儲能行業有序發展。

在儲能發展規劃層面，湖北、浙江、廣東、安徽、河北、內蒙古等省市明確提出儲能規劃，如表3所示，到2025年新型儲能裝機共計39.7 GW。其中青海、甘肅儲能規模最大，2025年新型儲能預計裝機6 GW。

在新能源配套儲能方面，目前國內光伏、風電接入規模龐大，為確保新能源消納和電網安全，20個省（市、自治區）出臺了集中式風電、光伏項目強制配套儲能的政策要求，但儲能配置比例不高，約為10%~20%，配置時長以1~2 h為主。2021年12月，河北省、遼寧省對儲能時長的要求已提高到4 h。同時，少數地區出臺了分布式光伏項目配置儲能的政策要求，山東省棗莊市于2021年11月發布《棗莊市分布式光伏開發建設規范（試行）》，提出按照裝機容量的15%~30%、時長2~4 h配置儲能設施，或租賃同等容量的共享儲能設施。

在市場機制方面，國內現有儲能設施主要通過峰谷電價套利、輔助服務獲取收益。2021年7月，國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，提出科學劃分峰谷時段，建立尖峰電價機制，健全季節性電價機制。根據各省調研情況，儲能的建設成本在1 700元/(kW·h)左右，每天充放電2次，分別在谷段和平段充電，在峰段放電，投資回收期為6~8年。2021年12月，國家能源局發布《電力并網運行管理規定》以及《電力輔助服務管理辦法》，明確將用戶側新型儲能納入提供輔助服務的主體范圍，并在原有調頻調峰的基礎上，增加了爬坡、黑啟動等輔助服務品種。大多省份（區域）也出臺了儲能參與調峰輔助服務相關辦法和運營規則。參與調峰的儲能準入門檻規模均在5 MW/10 MW·h及以上，申報價格上限以0.4~0.6元/(kW·h)居多。

在補貼方面，目前有3個省份及10個地市明確了通過地方財政對儲能項目給予補貼。青海省對“新能源+儲能”“水電+新能源+儲能”項目中自發自儲設施所發售的省內電網電量，給予0.10元/(kW·h)運營補貼（經省工業和信息化廳認定使用本省產儲能電池60%以上的項目，在上述補貼基礎上，再增加0.05元/(kW·h)補貼），補貼期2年。浙江省對調峰項目（年利用小時數不低于600 h）給予容量補償，補償標準逐年退坡，補貼期暫定3年（按200元/(kW·年)、180元/(kW·年)、170元/(kW·年)退坡）。目前來看，政府補貼仍是小范圍采用的激勵政策，補貼期普遍為2~3年，是當前儲能商業模式尚不足以回收投資情況下不得已而采取的輔助措施。

5.國外儲能發展對中國的借鑒和啟示

5.1  國內外儲能政策總結

隨著各國碳排放目標的確立，新能源發展不斷提速，儲能在電力系統中的作用日益凸顯。美國、英國、澳大利亞等國在財稅支持、發展規劃、市場機制等方面的政策有效促進了儲能的進一步增長，而中國雖然起步較晚，規模增長迅速，但在政策上存在相似的一些特點和各自的優勢。

（1）各類儲能政策的適用范圍和局限性有所不同。

財稅支持政策是在儲能成本較高、投資經濟性較低的起步階段下采取的短期激勵性政策，主要適用于戶用儲能和前沿示范儲能技術的研究，推動效果顯著，以澳大利亞為例，在各州補貼政策刺激下，戶用儲能裝機規模在2021年底達到132 6 MW。但財稅補貼應當作為儲能發展階段的過渡性措施，隨著儲能規模不斷增長需要逐步退出，澳大利亞各州的財稅補貼呈梯度式下降，實現了戶用儲能增長的平滑過渡，而英國財稅補貼的直接退出則導致了戶用儲能發展的停滯。國內目前對儲能的補貼政策較少，且居民用戶電價差小，收益低，戶用儲能整體發展緩慢。

儲能發展規劃是考慮國家及地區電力發展布局制定的長期計劃，主要適用于對儲能的整體布局，輔助相關政策的制定。美國加州的采購指令和國內新能源配套儲能的政策規定，可以有效推動電源側和電網側儲能的建設，因此國內電源側及電網側的儲能累計規模占比達到70%。但在英國、澳大利亞政府未做強制約束的情況下對儲能的促進作用不明顯。

市場機制主要面向參與各類電力市場的儲能，通過完善電能量市場、輔助服務市場可以有效提升儲能的經濟性，通過市場手段滿足電力系統的各類需求。以美國為例，大部分儲能都布置在電力市場完善區域，加州市場更是占比接近40%，有效滿足供電可靠性提升、調峰調頻、新能源消納等需求。相比之下，國內電力市場尚不完善，參與電力市場的限制較多，用戶側儲能主要通過峰谷套利獲取收益，僅部分地區的電價差能夠收回成本，用戶投資儲能的積極性較低，儲能的靈活調節作用無法充分發揮。

（2）儲能支持政策需要與儲能發展階段、電力發展布局相適應。

從儲能發展階段看，早期儲能規模較小，以試驗應用為主，建設投資成本較高，市場參與度較低。因此，雖然美國和英國分別在2007年和2004年對儲能參與電力市場進行規定，但參與市場的限制和障礙較多。為鼓勵儲能發展，美國和澳大利亞分別在2009年和2012年出臺財稅支持政策。隨著儲能成本下降，進入快速增長期，參與電力市場以提升收益的需求增加，美國、英國、澳大利亞相繼發布法令將儲能視為獨立市場主體，簡化流程，掃清參與市場的障礙。近兩年，儲能進入規模化發展階段，美國各州、澳大利亞將儲能納入能源發展計劃，對未來不同階段的儲能規模提出要求。

從電力發展布局看，儲能發展與新能源發電的快速增長密切相關。以美國為例，2019—2021年，風、光等清潔能源新增裝機規模占新增總裝機規模的比例分別為65%、78%、70%左右，基本保持大規模開發、高比例接入的趨勢。預計2022—2023年，清潔能源新增裝機占比將維持在63%左右。在清潔能源快速發展的驅動下，儲能進入快速發展階段，2019—2021年，新增裝機規模分別為500 MW、1 500 MW、4 300 MW左右。預計2022—2023年，儲能新增裝機規模將維持在每年5 000 MW左右，其中60%的儲能為光伏配套儲能項目。澳大利亞則在戶用光儲方面具有良好的發展基礎，截至2021年底，已有超過30%的澳洲家庭安裝了屋頂光伏，結合各州的補貼政策，戶用儲能將會成為澳大利亞儲能規模增長的主力。

中國新型儲能正在經歷從商業化初期向規模化發展的轉變階段，建設投資成本下降，峰谷套利商業模式在部分電價差較高地區已可以實現盈利，各省也相繼出臺了新能源和儲能的發展規劃，確保電源側和電網側儲能的有序健康發展，但在財稅支持和市場機制方面，各地的補貼政策差別較大，2022年6月發文確定獨立儲能可作為市場主體參與電力市場，且中國的電力市場發展時間較短，機制尚不完善，用戶側儲能尚未迎來快速發展期。而在電力發展布局方面，隨著碳達峰、碳中和目標的確立，新能源發電快速增長，分布式新能源滲透率不斷上升，部分地區出現功率倒送、反向重過載等現象，亟須儲能等靈活性資源實現新能源就地就近消納、區域電力電量平衡。

5.2  對中國儲能發展的啟示

美國、英國、澳大利亞等國在支持儲能發展政策方面的探索，對中國科學穩妥推動儲能發展具有一定的借鑒意義。

一是探索研究適用可行的儲能財稅支持政策。目前儲能成本較高，國內主要通過政策等形式推動儲能建設，用戶投資意愿較低，應當借鑒美國、澳大利亞成功經驗，結合中國新能源配套、電網側、用戶側等各類儲能的發展需求和成本下降趨勢，深入研究儲能投資補貼、稅收抵免、無息貸款等財稅支持政策的可行性與合理補貼標準，充分調動儲能投資的積極性。

二是推動儲能作為獨立市場主體參與統一電力市場交易。目前國內正在逐步推動儲能參與電力市場，但是相應的政策和參與機制尚不明確，用戶普遍傾向于自充自用的方式。中國應當加快推進儲能參與各類電力市場準入條件、交易價格機制研究，探索面向儲能的市場主體類別、參與市場模型，研究建立新型儲能參與電力市場價格形成機制，以市場手段驅動儲能規模化發展。

三是探索新型儲能參與市場的商業模式。目前國內新型儲能盈利方式較為單一，在參與峰谷套利的情況下，無法參與輔助服務等其他市場，限制了儲能的收益。對于部分規模較小儲能，參與市場帶來的收益也無法回收建設改造成本，因此需要在原有運營模式的基礎上，進一步探索聚合商、共享儲能、虛擬電廠等模式，豐富市場參與方式和運營模式。

四是明確分布式新能源配套儲能的科學比例。近幾年，分布式光伏規模快速增長，預計到2025年將超過1.8億 kW，對配電網運行控制產生較大的影響，可能產生反向重過載等問題，但政策上尚未對分布式光伏配置儲能做出規定。結合分布式新能源開發規模、發電特性、接入方式，開展配電網消納能力研究，據此因地制宜提出儲能配置比例范圍和運行控制基本要求，切實推動配電系統“源網荷儲”協同發展。