2023年中国电池储能设施平均利用率仅为9%，储能配置要求使太阳能项目成本提高10%、风电项目高达20%——储能“建而不用”的困境正在制约新能源与储能的协同增强回路。EEIST报告分析了储能政策的多重效应，并指出英国“收入上下限保障政策”支持长时储能的成功经验——电网容量增长近三倍，且实际收益始终高于下限，从未触发“收入底价”补贴支付，为中国储能政策优化提供了参考。
新能源与储能的协同增强回路
储能系统可多维度提升电力系统安全性和稳定性。在供电安全方面，储能系统可提供额外发电能力，在系统压力事件中快速响应；在系统稳定方面，储能系统可提供调频服务；在不同时长储能方面，可吸收过剩新能源电力，减少风光弃电，并根据新能源电力批发价变化通过“低储高放”进行套利。
新能源的发展增加了电池储能套利机会，反之，电池储能的增加也提升了新能源发电的盈利空间。这种增强回路将极大推动电力系统向碳中和、低成本与安全性方向发展。储能系统与新能源之间存在正反馈循环：新能源装机增长→电价波动加大→储能套利机会增加→储能投资增长→新能源消纳能力提升→新能源装机进一步增长。
储能配置要求的“双刃剑”效应
中国自2017年实施的储能配置要求（后被136号文叫停）对上述增强回路的影响较为复杂。一方面，电池储能设施利用率极低——2023年平均利用率仅为9%，大量储能资产处于“建而不用”状态。另一方面，储能配置要求增加了新能源项目成本，太阳能项目成本提高了10%，风电项目则高达20%。
这种“双刃剑”效应反映了强制配储政策的固有矛盾：配置要求增加了新能源项目的成本负担，但缺乏市场信号引导储能设施有效运行，导致储能资产无法充分发挥其系统价值。成本由新能源企业独自承担，而非由电力系统所有用户共同分摊。
提升储能利用率的市场化改革路径
要提升电池储能利用率，应从三方面推进市场化改革。第一，加快现货市场建设，放宽现货电价上下限，扩大套利空间——电价波动越大，储能“低储高放”的盈利空间越大。第二，进一步完善竞争性辅助服务市场准入机制和参与标准，让储能系统能够通过提供调频等辅助服务获得收入。第三，将电池储能系统纳入容量补偿机制，认可储能系统为电力系统提供的容量价值。
此外，储能成本应由电力系统所有用户共同分摊，而非仅由新能源企业承担，从而更加真实地体现其系统价值。这种成本分摊方式有助于释放新能源与储能的协同增强回路，推动电力系统向更高效、更清洁的方向发展。
长时储能的政策需求与国际经验
长时储能将是构建全面脱碳电力系统的关键技术之一，且其在中短期也可用于平衡新能源电力盈余。目前长时储能技术种类多样，但所处发展阶段各异。由于其投资成本高、使用频率低，因此需要政策大力扶持，以推动初期部署来验证、展示和优化性能。
英国政府近期提出了“收入上下限保障政策”，通过减少收入不确定性来支持长时储能投资。此举借鉴了英国在促进电网互联投资方面的做法：在收入上下限政策的规制范围内，电网容量增长了近三倍，而且由于其实际收益始终高于下限，从未触发对“收入底价”的补贴支付。
对中国而言，在推进众多长时储能技术示范项目的同时，需落实有效的配套政策。在山东试点的包括专项容量补偿机制在内的一揽子政策，如果能在全国范围予以推广，则可能具有变革性意义。
