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編者按：截至2018年底，全國電化學儲能裝機達到百萬千瓦，近三年年均增速超過100%，但在儲能的市場準入方面，目前仍存在社會較大問題。

近年來隨著中國電化學儲能成本的下降和可再生能源的快速發(fā)展，各界對電力系統(tǒng)儲能日益關(guān)注。截至2018年底，全國電化學儲能裝機達到百萬千瓦，近三年年均增速超過100%。其中，鋰離子電池儲能增速尤為明顯，2018年鋰離子電池（包）成本已降至1200元/千瓦時，近三年累計成本下降一半以上。以鋰離子電池為代表的電化學儲能在電力系統(tǒng)調(diào)頻、峰谷電價管理、可再生能源消納和電力系統(tǒng)調(diào)峰中的作用將日益顯現(xiàn)。隨著技術(shù)與產(chǎn)業(yè)的不斷發(fā)展，國內(nèi)儲能定價機制和市場準入等方面的問題也日益凸顯。本文將首先梳理國內(nèi)儲能相關(guān)政策，再分別就儲能定價機制和市場準入兩方面展開分析，最后再提出相應的政策建議。

1、儲能政策現(xiàn)狀

當前國內(nèi)與儲能相關(guān)的政策可分為直接政策和間接政策，其中直接政策包括發(fā)展規(guī)劃和電力輔助服務兩類。發(fā)展規(guī)劃以《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》（以下簡稱《指導意見》）為代表。該文件首次明確儲能戰(zhàn)略定位，提出了未來十年我國儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展目標。

電力輔助服務類政策以《關(guān)于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》為代表。該文件首次確立了儲能參與調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務的市場主體地位，并提出按效果付費的補償原則。此后出臺的《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》和地方層面的《電力輔助服務市場運營規(guī)則》等政策文件也紛紛明確鼓勵輔助服務提供商投資建設(shè)儲能設(shè)施。其中，山西、甘肅、新疆、福建、山東等地更是專門下發(fā)了電儲能參與電力輔助服務市場的文件，明確提出電儲能可以參與輔助服務市場。

間接政策主要包括峰谷分時電價、可再生能源上網(wǎng)電價、電力需求側(cè)管理城市綜合試點等政策。這些政策雖然并非針對儲能所設(shè)計，但很大程度上形成了目前國內(nèi)儲能的運營生態(tài)，是推動國內(nèi)儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的主要動力。

但相比美國、德國、日本等國，我國現(xiàn)有的儲能政策性支持主要集中在宏觀指導層面，且以支持技術(shù)研發(fā)和示范項目的建設(shè)為主?！蛾P(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》雖然提出了兩階段發(fā)展目標，但缺乏對主流儲能技術(shù)關(guān)鍵參數(shù)（如系統(tǒng)成本、平準化成本、能量轉(zhuǎn)換效率等）的趨勢判斷或目標設(shè)定，對儲能在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)參與可再生能源消納、電力系統(tǒng)調(diào)峰/調(diào)頻等應用場景缺乏市場前景判斷。近年來調(diào)頻輔助服務補償?shù)膬r格波動與儲能等靈活性資源的規(guī)劃不足不無關(guān)系，宏觀層面的儲能戰(zhàn)略規(guī)劃仍需加強。

此外，除電力輔助服務補償外，我國還未出臺類似美國加州《自發(fā)電激勵方案》（SGIP）和德國、澳大利亞的分布式儲能等直接補貼和激勵政策。近年來儲能技術(shù)進步顯著，成本的快速下降使儲能逐步接近商業(yè)推廣階段，適度補貼或?qū)⒂兄趶浹a競爭性電力市場缺失導致的激勵不足問題，有必要對儲能補貼的必要性展開研究。

2、定價機制

目前我國儲能的價值主要通過用戶側(cè)電價、調(diào)頻輔助服務補償、可再生能源消納、電網(wǎng)企業(yè)采購及少量用戶電能質(zhì)量及供電可靠性需求體現(xiàn)。

（一） 用戶側(cè)電價管理

我國目前絕大部分省市工商業(yè)用戶已實施峰谷電價制。儲能可通過“削峰填谷”幫助電力用戶實現(xiàn)電價峰谷差套利，采用合理的儲能配置和充放電策略還可進一步降低需量電費。特別江蘇、廣東等東部沿海地區(qū)峰谷電價差達到0.8元/千瓦時，為用戶側(cè)儲能營造了商業(yè)推廣條件。除通過峰谷電價差套利和減免需量電費外，儲能系統(tǒng)還可以幫助用戶降低停電風險、提高電能質(zhì)量、參與需求側(cè)響應等。未來隨著我國第三產(chǎn)業(yè)用電比重不斷提升，峰谷電價差有進一步拉大空間，為儲能平抑負荷峰谷差營造更大應用空間。

雖然用戶側(cè)峰谷電價調(diào)節(jié)及容量電費管理已是較為成熟的儲能應用領(lǐng)域。但目前國內(nèi)用戶側(cè)儲能面臨一定價格政策風險。電價政策的不確定性對用戶側(cè)儲能市場的影響已經(jīng)顯現(xiàn)，工業(yè)與居民的電價交叉補貼等問題也一定程度上干擾了用戶側(cè)儲能市場環(huán)境。

（二）電力輔助服務

目前我國電儲能參與輔助服務基本采用與火電打捆的方式，火電機組通過加裝儲能，其自動發(fā)電控制（AGC）調(diào)節(jié)性能大幅改善，進而在調(diào)頻市場獲得更多經(jīng)濟收益。目前各地執(zhí)行的輔助服務政策是由國家能源局及其派出機構(gòu)制定，并且主要是針對傳統(tǒng)發(fā)電機組，定價機制由各區(qū)域《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》和《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》（“兩個細則”）決定。其中，京津唐、山西等區(qū)域執(zhí)行的調(diào)頻補償已經(jīng)較好地體現(xiàn)了“按效果付費”，對推動儲能技術(shù)參與輔助服務提供了較好的政策環(huán)境。但電儲能參與電力系統(tǒng)調(diào)頻主要采用與火電廠打捆的方式，儲能設(shè)施作為獨立主體提供輔助服務的項目尚未出現(xiàn)。隨著各地輔助服務市場建設(shè)工作相繼啟動，儲能參與調(diào)頻輔助服務的空間將進一步擴大。

雖然通過“兩個細則”初步形成了電力批發(fā)側(cè)準市場，但當前我國儲能參與電力輔助服務仍存在明顯的障礙和門檻。相比國外成熟電力市場，我國現(xiàn)有輔助服務補償機制也有待完善，雖然京津唐、山西等區(qū)域的輔助服務政策已經(jīng)納入了爬坡速度、調(diào)節(jié)精度等質(zhì)量因素，但全國層面的輔助服務補償機制設(shè)計仍相對滯后，定價機制的欠缺一定程度限制了儲能在電力輔助服務領(lǐng)域的應用空間。

（三）可再生能源消納

波動性可再生能源快速發(fā)展引發(fā)了更高的電力系統(tǒng)靈活性需求，也進一步提高了儲能在可再生能源并網(wǎng)領(lǐng)域的應用前景。隨著可再生能源滲透率不斷提升，電力系統(tǒng)靈活性資源的價值將隨之增加，儲能項目的經(jīng)濟性水平也將相應提升。儲能不僅能促使可再生能源更有效的利用，減少棄風棄光，同時也可以平抑發(fā)電出力，提高電能質(zhì)量，參與電網(wǎng)負荷平衡。未來光伏、風電等波動性可再生能源的占比還將不斷提升，可再生能源發(fā)展或?qū)⒊蔀閮δ荛L期發(fā)展最重要的驅(qū)動力。但目前儲能平準化成本相對可再生能源發(fā)電仍然較高，儲能單純通過可再生能源消納的經(jīng)濟性不足，國內(nèi)單純服務于可再生能源消的儲能項目仍處于示范階段。

（四） 輸配電服務采購

2017年以前我國儲能市場以用戶側(cè)電價、參與電力輔助服務以及可再生能源消納為主，但2018年電網(wǎng)側(cè)儲能市場快速擴大，全年新增投運（不包含規(guī)劃、在建和正在調(diào)試的儲能項目）的電網(wǎng)側(cè)儲能規(guī)模206.8兆瓦，占2018年全國新增投運規(guī)模的36%，規(guī)劃/在建的電網(wǎng)側(cè)儲能總規(guī)模更是經(jīng)超過1407.3吉瓦時1。2019年初國家電網(wǎng)發(fā)布《關(guān)于堅持以客戶為中心進一步提升優(yōu)質(zhì)服務水平的意見》提出大力開拓儲能業(yè)務，電網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)展有了進一步的方向性指導，預計未來1~2年電網(wǎng)側(cè)儲能還將迎來跨越式發(fā)展。

除輸配電儲能外，目前國內(nèi)各類儲能項目商業(yè)模式基本采用類似于合同能源管理的模式，即發(fā)電廠、電力用戶與儲能設(shè)備與運營企業(yè)合作，發(fā)電廠和電力用戶提供場地、儲能接入以及儲能參與市場的資格，由儲能企業(yè)負責投資、設(shè)計、建設(shè)、運營、維護等工作，兩方以預先商定的比例分享儲能收益。

3、市場準入

在儲能的市場準入方面，目前存在社會資本進入批發(fā)市場門檻和電網(wǎng)企業(yè)不公平競爭兩方面問題。其中前者國內(nèi)較為突出，后者屬于國內(nèi)外共性問題。

（一） 輔助服務

目前我國用戶側(cè)儲能主要以社會資本投資為主，調(diào)頻和可再生能源消納主要采用與發(fā)電企業(yè)聯(lián)合運行的方式。《指導意見》明確鼓勵各類主體投資發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能，但目前各地電儲能參與調(diào)頻、調(diào)峰等電力系統(tǒng)運行規(guī)則不一且普遍存在門檻。例如《華北電力調(diào)峰輔助服務市場運營規(guī)則》目前只包括火電機組，但《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則》則包含電儲能調(diào)峰，而《江蘇電力輔助夫服務（調(diào)峰）市場交易規(guī)則》將調(diào)峰分為深度調(diào)峰和啟停調(diào)峰，儲能可以參加啟停調(diào)峰。又如《關(guān)于鼓勵電儲能參與山西省調(diào)峰調(diào)頻輔助服務有關(guān)事項的通知》明確儲能可作為獨立主體直接參與調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務，但分別設(shè)定了10兆瓦和15兆瓦的最低容量要求。此外，社會資本投資的儲能設(shè)施直接參與電網(wǎng)運行還存在包括主體資格認定、驗收標準、電價政策等方面的問題。綜上原因，國內(nèi)目前儲能基本借由發(fā)電企業(yè)身份參與電力系統(tǒng)運行，幾乎沒有獨立參與調(diào)頻輔助服務和輸配電服務的儲能項目。

（二） 輸配電服務

國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能項目大多引入第三方主體（電網(wǎng)企業(yè)系統(tǒng)）作為項目投資方，負責項目整體建設(shè)和運營，儲能系統(tǒng)集成商和電池廠商參與提供電池系統(tǒng)，電網(wǎng)企業(yè)提供場地并與第三方簽訂協(xié)議，協(xié)議明確定期付費標準或按收益分成方式付費（表1）。以江蘇鎮(zhèn)江東部項目為例，八個儲能電站分別由國網(wǎng)山東電工電氣集團有限公司、國網(wǎng)江蘇綜合能源服務有限公司和許繼集團有限公司投資建設(shè)，以租賃形式供電網(wǎng)公司使用，五年之后電站資產(chǎn)將移交給國網(wǎng)江蘇電力公司；國網(wǎng)湖南綜合能源服務公司投資的長沙儲能電站更是采用了為期十年的核心設(shè)備租賃模式。

公共事業(yè)公司的儲能資產(chǎn)所有權(quán)在國際上也是爭議性問題。例如在美國，部分公共事業(yè)公司認為合理投資儲能可以提升輸配電效率，從而降低系統(tǒng)成本，最終降低用戶用電價格；而發(fā)電企業(yè)認為按照公共事業(yè)監(jiān)管法案（PURA）的規(guī)定輸配電公司不能擁有發(fā)電等輸配電以外的其他資產(chǎn)。美國聯(lián)邦能源委員會（FERC）將儲能視為一種發(fā)電設(shè)施，公共事業(yè)公司因此不得參與投資運行。也有觀點認為，若建設(shè)儲能設(shè)施為滿足公用事業(yè)公司自身的輸配電需求、提高電力系統(tǒng)可靠性，而不用于提供能量或參與電力輔助服務的形式出售給批發(fā)商，則應被允許。目前不同地區(qū)基于其電力市場環(huán)境對公共事業(yè)公司儲能資產(chǎn)所有權(quán)報以差異化態(tài)度：垂直一體化電力市場往往允許公共事業(yè)公司擁有儲能資產(chǎn)；競爭性電力市場中，若電網(wǎng)負責調(diào)度，一般禁止電網(wǎng)公司擁有儲能或禁止電網(wǎng)儲能參與市場交易；若是第三方獨立調(diào)度，目前傾向允許公共事業(yè)公司擁有儲能資產(chǎn)。

綜上所述，相比國外成熟市場，我國儲能項目進入電力批發(fā)側(cè)和輸配電市場存在較大障礙，前者原因主要包括電力市場環(huán)境、準入規(guī)則和門檻以及信息透明問題，而后者是國內(nèi)外共性問題，爭議焦點在于如何平衡電網(wǎng)企業(yè)采購儲能運營的效率與公平之間的矛盾。

4、政策建議

基于上述問題，本文提出以下政策建議：

在戰(zhàn)略規(guī)劃層面，應首先制定儲能技術(shù)發(fā)展路線圖，特別是對主流儲能技術(shù)的關(guān)鍵指標提出分階段發(fā)展目標或進行展望；其次，制定儲能發(fā)展規(guī)劃，評估儲能在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)提供可再生能源并網(wǎng)、電力系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻的市場潛力，引導市場有序投入；第三，評估儲能補貼政策必要性，可針對當前儲能在典型應用場景的經(jīng)濟性水平，分析儲能補貼必要性，結(jié)合儲能成本下降目標，研究補貼退坡時間表。

在定價機制層面，要首先明確儲能價格監(jiān)管的邊界，即界定政府在儲能保障系統(tǒng)運行安全、參與輸配電服務以及參與電力市場交易定價中的角色；第二，要進一步完善輔助服務定價機制，充分納入調(diào)節(jié)質(zhì)量因素，并合理疏導輔助服務成本至用戶側(cè)；第三，要加快現(xiàn)貨市場改革，盡快形成日前、日內(nèi)價格曲線；第四，應結(jié)合電力系統(tǒng)靈活性需求，研究新型輔助服務交易產(chǎn)品；第五，應盡可能減少終端電價政策干預。

在市場準入層面，建議研究降低社會資本參與調(diào)頻輔助服務市場門檻的實施方案；第二，兼顧公平和效率問題，研究電網(wǎng)企業(yè)儲能投資運營監(jiān)管辦法；第三，公開調(diào)頻、調(diào)峰、可再生能源發(fā)電棄電等電力系統(tǒng)經(jīng)濟運行信息，引導社會資本對儲能項目的合理決策。