隨著(zhù)近年來(lái)成本的快速下降，電化學(xué)儲能逐漸逼近商業(yè)運營(yíng)，各界對電力儲能也日益關(guān)注。盡管?chē)谊懤m出臺《關(guān)于促進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見(jiàn)》（以下簡(jiǎn)稱(chēng)《指導意見(jiàn)》）等政策文件推動(dòng)儲能發(fā)展，但相比美、英、德、日等國，我國現有的儲能政策主要集中在宏觀(guān)指導層面，定價(jià)機制和市場(chǎng)準入等關(guān)鍵問(wèn)題尚未完全厘清，一定程度上影響了儲能的持續投資和商業(yè)模式的形成。

目前，我國電化學(xué)儲能的價(jià)值主要通過(guò)用戶(hù)側電價(jià)管理、提供調頻輔助服務(wù)、可再生能源消納及輸配電服務(wù)體現。

用戶(hù)側電價(jià)管理。目前國內絕大部分省市工商業(yè)用戶(hù)已實(shí)施峰谷電價(jià)制，儲能可通過(guò)“削峰填谷”幫助電力用戶(hù)實(shí)現電價(jià)峰谷差套利，采用合理的儲能配置和充放電策略還可進(jìn)一步降低需量電費。未來(lái)隨著(zhù)第三產(chǎn)業(yè)用電比重不斷提升，峰谷電價(jià)差或將進(jìn)一步加大，為儲能平抑負荷峰谷差營(yíng)造更大應用空間。但目前國內用戶(hù)側儲能面臨價(jià)格政策風(fēng)險，電價(jià)政策的不確定性對用戶(hù)側儲能市場(chǎng)的影響已經(jīng)顯現，工業(yè)與居民的電價(jià)交叉補貼等問(wèn)題也一定程度上干擾了用戶(hù)側儲能的市場(chǎng)環(huán)境。

調頻輔助服務(wù)。當前電儲能參與輔助服務(wù)基本采用與火電打捆的方式，火電機組通過(guò)加裝儲能使其自動(dòng)發(fā)電控制（AGC）調節性能大幅改善，進(jìn)而獲得調頻市場(chǎng)/補償收益，但儲能設施作為獨立主體提供輔助服務(wù)的項目尚未出現。雖然京津唐、山西等區域的輔助服務(wù)政策已經(jīng)納入了爬坡速度、調節精度等質(zhì)量因素，但全國層面的輔助服務(wù)補償機制設計仍相對滯后，定價(jià)機制的欠缺一定程度限制了儲能在電力輔助服務(wù)領(lǐng)域的應用空間。

可再生能源消納。隨著(zhù)可再生能源滲透率不斷提升，電力系統靈活性資源的價(jià)值相應增加。儲能不僅能促使可再生能源更有效的利用，減少棄風(fēng)棄光，同時(shí)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。但目前儲能平準化成本相對可再生能源發(fā)電成本仍然偏高，儲能單純通過(guò)可再生能源消納的經(jīng)濟性不足。

輸配電服務(wù)。2017年以前我國儲能市場(chǎng)以用戶(hù)側電價(jià)、參與電力輔助服務(wù)以及可再生能源消納為主，但2018年電網(wǎng)側儲能市場(chǎng)快速擴大，全年新增投運（不包含規劃、在建和正在調試的儲能項目）的電網(wǎng)側儲能規模20.68萬(wàn)千瓦，占2018年全國新增投運規模的36%，規劃/在建的電網(wǎng)側儲能總規模更是經(jīng)超過(guò)1407.3兆瓦時(shí)。

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

市場(chǎng)準入

在儲能的市場(chǎng)準入方面，目前存在社會(huì )資本進(jìn)入批發(fā)市場(chǎng)門(mén)檻和電網(wǎng)企業(yè)儲能資產(chǎn)所有權兩方面問(wèn)題，其中，前者國內較為突出，后者屬于國內外共性問(wèn)題。

我國用戶(hù)側儲能主要以社會(huì )資本投資為主，調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?！吨笇б庖?jiàn)》明確鼓勵各類(lèi)主體投資發(fā)電側、電網(wǎng)側、用戶(hù)側儲能，但目前各地電儲能參與調頻、調峰等電力系統運行規則不一，且普遍存在門(mén)檻。例如：《華北電力調峰輔助服務(wù)市場(chǎng)運營(yíng)規則》目前只包括火電機組，但《東北電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運營(yíng)規則》則包含電儲能調峰?！蛾P(guān)于鼓勵電儲能參與山西省調峰調頻輔助服務(wù)有關(guān)事項的通知》明確儲能可作為獨  立主體直接參與調峰、調頻輔助服務(wù)，但分別設定了1萬(wàn)千瓦和1.5萬(wàn)千瓦的最低容量要求。此外，社會(huì )資本投資的儲能設施直接參與電網(wǎng)運行還存在包括主體資格認定、驗收標準、電價(jià)政策等方面的問(wèn)題。綜上原因，目前，國內儲能基本借由發(fā)電企業(yè)身份參與電力系統運行，幾乎沒(méi)有獨立參與調頻輔助服務(wù)的儲能項目。

國內電網(wǎng)側儲能項目大多引入第三方主體 （電網(wǎng)系統內）作為項目投資方，負責項目整體建設和運營(yíng)，儲能系統集成商和電池廠(chǎng)商參與提供電池系統，電網(wǎng)企業(yè)提供場(chǎng)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。以江蘇鎮江東部項目為例，8個(gè)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(wù)有限公司和許繼集團有限公司投資建設，以租賃形式供電網(wǎng)公司使用，5年之后電站資產(chǎn)將移交給國網(wǎng)江蘇省電力有限公司，國網(wǎng)湖南綜合能源服務(wù)公司投資的長(cháng)沙儲能電站更是采用了為期10年的核心設備租賃模式。

政策建議

針對上述問(wèn)題，本文提出以下政策建議：

在定價(jià)機制層面，首先，要進(jìn)一步完善輔助服務(wù)定價(jià)機制，充分納入調節質(zhì)量因素，并合理疏導輔助服務(wù)成本至用戶(hù)側；第二，要加快現貨市場(chǎng)改革，盡快形成日前、日內價(jià)格曲線(xiàn)；第三，要積極探索用戶(hù)側靈活電價(jià)機制，逐步消除電價(jià)交叉補貼。

在市場(chǎng)準入層面，首先，應制定降低社會(huì )資本參與調頻輔助服務(wù)市場(chǎng)門(mén)檻的具體措施；第二，兼顧公平和效率問(wèn)題，研究制定不同時(shí)期電網(wǎng)企業(yè)儲能投資運營(yíng)監管及成本疏導辦法；第三，公開(kāi)調頻、調峰、可再生能源發(fā)電棄電等電力系統經(jīng)濟運行信息，引導社會(huì )資本對儲能項目的合理決策。