隨著近年來成本的快速下降，電化學(xué)儲能逐漸逼近商業(yè)運營，各界對電力儲能也日益關(guān)注。盡管國家陸續(xù)出臺《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》（以下簡稱《指導(dǎo)意見》）等政策文件推動儲能發(fā)展，但相比美、英、德、日等國，我國現(xiàn)有的儲能政策主要集中在宏觀指導(dǎo)層面，定價機制和市場準入等關(guān)鍵問題尚未完全厘清，一定程度上影響了儲能的持續(xù)投資和商業(yè)模式的形成。

目前，我國電化學(xué)儲能的價值主要通過用戶側(cè)電價管理、提供調(diào)頻輔助服務(wù)、可再生能源消納及輸配電服務(wù)體現(xiàn)。

用戶側(cè)電價管理。目前國內(nèi)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。未來隨著第三產(chǎn)業(yè)用電比重不斷提升，峰谷電價差或?qū)⑦M一步加大，為儲能平抑負荷峰谷差營造更大應(yīng)用空間。但目前國內(nèi)用戶側(cè)儲能面臨價格政策風險，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)儲能的市場環(huán)境。

調(diào)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，火電機組通過加裝儲能使其自動發(fā)電控制（AGC）調(diào)節(jié)性能大幅改善，進而獲得調(diào)頻市場/補償收益，但儲能設(shè)施作為獨立主體提供輔助服務(wù)的項目尚未出現(xiàn)。雖然京津唐、山西等區(qū)域的輔助服務(wù)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(wù)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(wù)領(lǐng)域的應(yīng)用空間。

可再生能源消納。隨著可再生能源滲透率不斷提升，電力系統(tǒng)靈活性資源的價值相應(yīng)增加。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。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以用戶側(cè)電價、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(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20.68萬千瓦，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1407.3兆瓦時。

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(yù)先商定的比例分享儲能收益。

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)儲能資產(chǎn)所有權(quán)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。

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?！吨笇?dǎo)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(wù)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(wù)市場運營規(guī)則》則包含電儲能調(diào)峰?！蛾P(guān)于鼓勵電儲能參與山西省調(diào)峰調(diào)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(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)，但分別設(shè)定了1萬千瓦和1.5萬千瓦的最低容量要求。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，目前，國內(nèi)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(wù)的儲能項目。

國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能項目大多引入第三方主體 （電網(wǎng)系統(tǒng)內(nèi)）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。以江蘇鎮(zhèn)江東部項目為例，8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(wù)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，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)公司投資的長沙儲能電站更是采用了為期10年的核心設(shè)備租賃模式。

政策建議

針對上述問題，本文提出以下政策建議：

在定價機制層面，首先，要進一步完善輔助服務(wù)定價機制，充分納入調(diào)節(jié)質(zhì)量因素，并合理疏導(dǎo)輔助服務(wù)成本至用戶側(cè)；第二，要加快現(xiàn)貨市場改革，盡快形成日前、日內(nèi)價格曲線；第三，要積極探索用戶側(cè)靈活電價機制，逐步消除電價交叉補貼。

在市場準入層面，首先，應(yīng)制定降低社會資本參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場門檻的具體措施；第二，兼顧公平和效率問題，研究制定不同時期電網(wǎng)企業(yè)儲能投資運營監(jiān)管及成本疏導(dǎo)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(dǎo)社會資本對儲能項目的合理決策。