在国家提出构建新型电力系统下，“源网荷储”的概念应运而生，储能的发展广受关注。
今年以来，储能政策市场迎来爆发期。据21世纪经济报道记者不完全统计，今年1-11月，全国共发布国家层面储能政策67条和地方层面储能政策超450条。而在刚刚过去的11月，国家和地方层面共发布储能相关政策54条。
政策的大力推行下，全国储能市场正在快速成长。但不可否认的是，目前国内储能市场仍是政策性的市场，距离市场化运作还存在一段距离。
受访专家认为，其中的主要原因在于储能在电力市场中的利用率仍不高，主要是在强制配储的政策下发挥调节新能源不稳定性的作用，以削峰填谷的方式从峰谷电中赚取价差，但由于现在市场上峰谷电之间的价差较小，储能难以回本、盈利。同时，市场参与者的竞逐下储能市场面临着低端产能过剩的难题。
储能政策市场“爆发”
随着国家战略的推动，今年以来，全国各地迎来储能政策市场爆发期。
根据21世纪经济报道记者不完全梳理，今年1-11月，全国共发布国家和地方层面储能政策超过520条，涉及储能规划布局、储能补贴、新能源配储、储能参与电力市场交易、充换电及新能源汽车等多个领域。
而刚刚过去的11月，国家和地方层面发布了超50条储能政策。国家层面，11月13日，工信部、住建部等五部门发布《关于开展第四批智能光伏试点示范活动的通知》，将光储融合作为优先考虑方向，应用新型储能技术及产品提升光伏发电稳定性、电网友好性和消纳能力，包括光伏直流系统、光储微电网、农村光储充系统、便携式光储产品等方向。
11月16日，国家能源局综合司发布《关于加强发电侧电网侧电化学储能电站安全运行风险监测的通知》，明确提出9条措施强化发电侧、电网侧电化学储能电站安全运行风险监测和预警，保障电力系统安全稳定运行。
地方层面，包括山东、浙江、四川、广东、河南、江苏、贵州、湖北、江西、内蒙古在内的超20个省市自治区均在11月发布储能相关政策。
其中，北京、广东、江苏、福建、内蒙古等地继续完善当地储能补贴政策。例如，北京市经信局12月23日发布《北京市关于支持新型储能产业发展的若干措施》，提出组织实施新型储能产业“筑基工程”，聚焦产业链卡点环节开展揭榜攻关，解决行业关键核心技术“卡脖子”难题，按照不超过攻关投资30%的比例，给予最高3000万元补助资金。11月28日，广东佛山市南海区招商局发布《佛山市南海区促进新型储能产业发展扶持办法（征求意见稿）》，提出设立南海区新型储能产业发展扶持专项资金，扶持资金规模不超过1亿元。
同时，浙江、江西、江苏、内蒙古等地部分城市发布储能规划政策。例如，内蒙古自治区人民政府于11月7日发布《内蒙古自治区新能源倍增行动实施方案》，提出力争“十四五”后三年每年完成新增新型储能并网300万千瓦。11月15日，湖州市发改委印发《湖州市储能和氢能产业发展实施意见》，提出至2027年，储能行业实现产值1500亿元左右，制定各级储能相关标准20项以上，储能装机容量达4.8GW以上等目标。
各地竞逐储能赛道，展开储能规划布局并出台相应的补贴措施推动行业运作，有利于储能产业发展提速，但目前来看，尽管全国储能市场快速成长，但距离市场化运作仍有一段距离。
中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎向21世纪经济报道记者表示，地方出台的储能补贴、容量电价等政策，起到了辅助性作用，但真正推动储能形成市场化运作的关键在于，在没有辅助的前提下实现峰谷价差的“两充两放”等，这种情况下，用户侧储能可以具备投资价值，目前，上海、广东、浙江、海南、江苏等地已经基本实现。
例如，广东新型储能产业势头强劲，正朝着“万亿级”规模进发。数据显示，今年仅前9月，广东新型储能产业营业收入已突破2890亿元，同比增长7.3%。2022年，广东省新型储能产业营业收入约1500亿元。
仍存使用率不高等问题
在“双碳”目标下，国家提出构建新型电力系统的目标，同时，“源网荷储”的概念兴起，储能的发展得到关注，各地均在加大力度推动储能的发展，一方面是制定规划、出台相应的补贴政策；另一方面，为使储能发挥其作用，多地推动新能源配储，调节新能源的不稳定性。
11月以来，四川、贵州、山东、河南、吉林、湖南等地部分城市出台了新能源配储相关政策。四川省发改委、四川省能源局11月2日发布《关于开展新型储能示范项目遴选工作的通知》，其中提出对2023年7月20日后核准或备案的单独开发的风电、集中式光伏项目，原则上按照不低于装机容量10%、储能时长2小时以上配置新型储能。
11月6日，贵州省能源局发布《贵州省新型储能项目管理暂行办法》，建立“新能源+储能”机制，对集中式风电、光伏发电项目暂按不低于装机容量10%的比例（时长2小时）配置储能电站。
但多位受访专家向记者指出，目前，储能参与电力市场主要是进行峰谷价差之间的套利，等同于低买高卖，会存在使用率不高的问题。
中国（深圳）综合开发研究院，财税贸易与产业发展研究中心主任韦福雷向21世纪经济报道记者表示，实际上，目前光伏、风电等大基地项目强制配储的利用率不高，远远达不到市场化水平。光伏和风电配储是为了调节新能源的不稳定性，通过储能来削峰填谷，但现在市场上峰谷电的价差基本在一度电一块钱左右，目前的利用效率难以平衡其中的成本，储能距离完全的市场化运作还存在一段距离。
“这需要从使用端和生产端两个方面改善。”韦福雷进一步分析，从使用端来看，电力市场制度需要更加灵活，让市场对电定价，使得价差有利用空间，同时，要提升市场对于储能的接纳程度，提高储能使用率，价差增加、充放电使用次数也增多，储能的收益就能得到提升。从生产端来看，需要进一步降低储能投资的项目成本，随着储能的规模化发展，在成本降低的同时提升收益，并从中找到平衡点，储能就能够初步达到市场化的水平。
彭澎同时也提到，目前各地新能源配储已经更加灵活化，很多地方开始采用租赁的形式，避免了以往强制配储但无法发挥作用的问题。
此外，在政策的大力推行下，储能制造端的企业也觉察到了产业蓝海，一些原本就有储能相关业务的电池企业开始选择转产或是扩大产能，使得储能市场竞争日趋激烈，同时也带来了产能过剩的隐患。
“事实上，按照现在储能的利用率来看，想要回本、盈利是比较难的，但一方面是政策要求下的强制配储；另一方面，储能作为新型电力系统中的重要组成部分，很多人希望能够抢先入局，等待市场成熟后再弥补现在的亏损，因此储能赛道的市场参与者越来越多。”韦福雷表示。
高工产业研究院（GGII）的一组数据显示，储能电池的整体产能利用率已经从2022年的87%下降到了2023年上半年的不足50%。这意味着目前储能电池的产能近半数是闲置的，市场的需求远远跟不上供给侧的增长。
“市场争相竞逐储能市场，造成产能尤其是低端产能过剩的问题，是值得我们关注的。”韦福雷表示，从政策来看，相关部门应该根据目前的产能情况建立及时的预警机制，在项目核准上要对低端、重复的项目尽量进行调控。同时，很多新能源企业以IPO作为主要融资渠道，在审核企业资质时也要更加关注企业质量，是否能真正代表未来的技术方向。此外，银行在对储能相关企业进行授信贷款时也要审慎一点，做好未来风险的评判。
来源：21世纪经济报道
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