近十多年，伴随着国内的新能源发电规模持续快速增长，新能源发电的间歇性、波动性对电网的安全影响越来越大，源、网侧对储能的需求由此而生。

　　在全国代表、天能控股集团董事长张天任看来，目前新能源项目配储存在着储能利用率不高、调度可靠性差；当前共享/独立储能电站的盈利渠道受限，经济性不佳，影响投资的积极性等问题。

　　因此张天任建议，可通过出台全国性政策，鼓励新能源企业租赁由独立第三方建设的储能电站容量；拓宽共享/独立储能电站的盈利渠道；探索建立容量市场，从而推动储能行业高质量发展。

　　自2017年青海省要求列入规划年度开发的风电项目按照规模10%配套建设储电装置以来，至今共有20多个省市自治区发布了可再生能源配建储能相关政策。

　　2021年8月，国家发改委、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，该项政策的出台从国家层面推动了储能与新能源协同发展，对储能装机规模的快速增长起到重大的推动作用。

　　张天任认为，由于储能系统本身并不产生电量，并且充放的度电成本高于新能源发电成本，用储能系统来解决弃风弃光的问题经济性差，对于新能源发电企业来说配储就是成本项，因此新能源对储能设备的选择就是低成本而非高质量。

　　为了降低成本追求低价储能，使储能没有体现出技术本身的真正价值，反而造成了大量的低价低质量储能过剩、储能利用率不高、调度可靠性差等问题。

　　由此造成的后果就是电网对于新能源配储电站调用率低。根据中电联2022年11月8日发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配置的储能项目等效利用系数仅为6.1%，在电化学储能各种应用场景中利用系数最低。相比之下，火电厂侧储能等效利用系数为15.3%，电网侧储能等效利用系数为14.8%，用户侧储能等效利用系数为28.3%。

　　为避免和解决强制配储造成的问题，国家及各地方政府进行积极探索，2021年国家发改委在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中，提到鼓励探索建设共享储能，为储能产业的未来发展指明了方向。即，允许新能源发电企业租用独立储能电站的储能容量，并将租用容量代替自建配储容量。

　　但是当前对于独立储能电站的盈利渠道有一些限制，比：对于共享储能电站，出租的容量仅允许参与调频服务；目前国家针对抽蓄、火电机组都建立了容量电价机制，而新型储能尚无任何容量支持政策等待。储能电站经济性不佳，影响投资的积极性。

　　一、建议出台全国性政策，鼓励新能源企业租赁由独立第三方建设的储能电站容量，在年度内对新能源企业租用规模达标与否与上网发电量挂钩。

　　二、建议拓宽共享/独立储能电站的盈利渠道。允许共享储能电站在与租赁用户协商一致的情况下，鼓励储能电站参与所有调频服务并获取调频服务收益；鼓励储能电站参与电力调峰等所有辅助服务并获取辅助服务收益；鼓励储能电站参与电力现货市场交易，实现峰谷价差套利；鼓励储能电站通过双边协商、双边竞价及单边调用等模式与新能源发电企业进行中长期电力交易。

　　三、探索建立容量市场。从国家层面应对各类容量资源进行统筹推进，建立“同工同酬、同质同价”的电价机制，应研究新型储能的容量电价机制，通过合理的成本疏导，补偿新型储能容量成本。

　　四、推动储能高质量发展。建议以新型电力系统建设实际需求为导向，以应用为导向带动储能新技术、新产品示范，推动技术创新迭代发展；完善新型储能标准体系，树立高质量、高安全、低碳绿色发展的准入门槛；建立动态的储能市场发展监测机制，对市场需求、产能布局、产量、出货量信息、成本价格等方面信息进行跟踪，客观判断新型储能供需关系，助力产业不断升级，加强我国储能产业核心竞争力。