我國儲能產業正處于從示范應用向商業化發展的過渡期。雖然技術成熟度不斷提高、系統成本不斷下降，但儲能的經濟性不足以及缺乏市場機制仍然是制約其發展的重要瓶頸，產業的發展亟需國家政策的支持。隨著我國電力體制改革的深入、儲能政策的發布，政策支持對儲能發展已經初見成效。儲能參與電力輔助服務和用戶側儲能參與電力需求響應將實現儲能系統的價值疊加，為其可贏利的商業化發展奠定基礎。

引言

2016年之后，我國儲能產業的發展已經處于示范應用向商業化發展的過渡階段，多類儲能技術成本大幅下降，在可再生能源并網、輔助服務、電網側和用戶側共有近300個(100KW以上)應用項目，其中輔助服務和工商業用戶儲能電站已具備一定經濟性，但仍不足以支撐其可持續的商業化運行，產業發展的主要問題集中在需要有效的市場機制和價格策略來實現其多重應用的商業價值上。

我國電力市場化改革的推進無疑給儲能應用開啟了一個巨大的潛力市場，我國現行政策對儲能的支持應更多體現在為儲能在電力市場的應用制定市場準入機制、價格(補償)機制以及應用標準和規范等方面。隨著電改及其配套政策的逐步落實，五部委《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》的發布，儲能的發展與電力輔助服務和用戶側需求響應等相關政策已經有益的結合起來。本文將對各類政策對儲能在電力調頻輔助服務和需求響應的應用支持進行重點分析探討。

1、儲能進入快速發展期，政策支持至關重要

1.1儲能產業發展迅速，輔助服務和用戶側應用具備商業化基礎

進入十三五，儲能技術，特別是電化學儲能技術的發展進入快行道，儲能產業從示范應用向商業化發展過渡。據中關村儲能產業技術聯盟(以下簡稱CNESA)項目庫數據，2000-2017年中國電化學儲能的累計投運規模近390MW，占全球投運規模的13%，年增長率為45%。在2016-2017年期間，我國規劃和在建的電化學項目規模近1.6GW，占全球規劃和在建規模的34%，中國有望在未來幾年引領全球產業發展[1]。

目前，儲能在我國的電力市場主要有四個應用領域：可再生能源并網、輔助服務、電網側和用戶側。根據CNESA項目庫數據，截止到2017年底，我國電化學儲能在可再生能源并網、輔助服務、電網側和用戶側的安裝比例分別為29%、9%、3%和59%;與2015年相同領域的安裝比例相比，輔助服務提升了7個百分點，用戶側的比例提升了3個百分點。目前這兩個領域也是儲能應用最具贏利潛力，有望率先實現商業化的領域。

圖1：中國電化學儲能應用領域劃分

 

1.2儲能應用的經濟性仍不理想，產業發展需要國家政策支持

雖然儲能發展迅猛，社會認知度不斷提升，作為推動我國能源結構調整的重要支撐技術，它的發展也受到政府和電力企業的高度重視。但儲能在集中式可再生能源并網和電網側應用的商業模式仍不清晰，還屬于示范應用;在輔助服務市場和用戶側的應用雖然有一定的經濟性，但仍分別存在應用市場狹小與投資回收期較長的問題，究其原因，主要是發揮儲能優勢的市場沒有完全被挖掘出來，市場機制沒有形成，儲能的應用價值無法得到合理補償[2]。因此在現階段，儲能產業的發展仍需要政策的大力支持。

2013年由儲能系統運營商睿能世紀首創的“儲能系統捆綁火電機組”參與電力調頻輔助服務的應用投運，在華北電網“兩個細則”的支持下，儲能系統(2MW的鋰離子儲能系統)預計在5年內可以收回投資成本，是當時最具商業性、投資回收期最短的儲能應用模式。儲能系統在應用中充分發揮快速響應的優勢，極大地提高了火電機組參與ACE輔助服務的能力，Kp值最高可達到4.8(正常機組2.0左右)，日補償費用提高，達到了改善機組考核性能指標和收益的目的。此類應用中，儲能之所以具備贏利性，與“兩個細則”中存在與美國聯邦監管委員會(FERC)755法案(Order 755)中的“按效果付費”(Pay for Performance)的相似性有關。但目前按照“兩個細則”付費的調頻輔助服務市場僅集中在京津唐和山西地區，市場空間有限，如果“兩個細則”推廣到全國，至少可以釋放出近35GW的調頻市場容量(按照中國電機工程協會數據，2017年我國發電裝機為17.7億千瓦，設定調頻需求為2%，市場容量為3500萬千瓦)。另外，與國外競價的電力市場相比，我國也缺乏儲能被直接調用提供調頻服務的模式和價格。

儲能系統在用戶側的應用也具備一定的經濟價值。工商業用戶安裝儲能系統，在峰谷電價差較大的地區，可以為其節省電量電費;在容量電費的核定規則比較靈活的地區，也可以為用戶節省容量電費。多家鋰離子電池和鉛蓄電池廠家已經開展了此類項目。由于江蘇省是峰谷電價差較高，且可以靈活核定容量電費的試點地區，儲能用戶側項目落地在江蘇的比較多，在峰谷電價差不低于0.75元/度電的前提下，項目的靜態投資回收期一般在7-9年。這些項目普遍采用合同能源管理形式，儲能業主單位和用戶單位簽訂合同，按年節省的電費進行分成。靠峰谷電價差套利是目前項目唯一的贏利來源，峰谷電價差額的不確定性和贏利模式的單一性給項目投資方帶來不小的壓力和風險。投資方非常希望未來可以通過參與提供電力輔助服務、需求響應等多種電力服務，發揮更多的儲能應用價值，提升項目的經濟性。

2、《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》出臺，確立儲能發展任務

2.1《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》出臺前的政策情況

從2014年開始，多項與儲能發展相關的政策文件逐漸進入到我們的視線，主要分為三大類，能源規劃能源裝備類，包括《能源發展戰略行動計劃(2014-2020)》、《能源發展十三五規劃》等、電力體制改革和電力市場規劃類，包括2015年初發布的《新一輪電力體制改革》及其配套文件、以及第三類包含促進大規模可再生能源消納利用、能源互聯網和電動汽車推廣發展的多種政策。文件中都把發展和利用儲能作為重要工作內容，政策的發布都為提高儲能的認知度，確立儲能發展的重要性做出了貢獻。

圖2：我國主要儲能相關政策一覽表

2.2《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》明確了儲能發展要與電改相結合

2017年10月11日，《關于促進儲能產業與技術發展的指導意見》(以下簡稱《指導意見》)正式發布。指導意見是我國直接針對大規模儲能技術及應用發展的首個指導性政策。在產業發展的關鍵時期，《指導意見》為我國儲能產業從短期到中長期的發展確立了方向，明確了產業近十年的發展目標。指導意見確立了儲能發展五大領域、十七項重點任務，也從政策法規、示范應用、補償機制、社會投資等方面為任務落地實施制定了保障措施。[3]

《指導意見》指出，“儲能在電力調頻領域、在工商業用戶側應用中，已經具備了初步贏利的可能”，文件同時也強調，要“以市場化手段解決問題，為儲能參與電力系統運行建立長效的市場機制。”因此對于大多數的儲能應用類型來講，確立儲能身份是第一步，后續一定要通過制定合理的價格(補償)機制來體現儲能在應用中應有的價值。要加強電改與儲能發展市場機制的協同對接，結合電力市場建設研究形成儲能應用的價格機制，推動儲能在市場化的運營的中不斷自我完善、自我提升，保證產業發展的競爭力和活力。

3、政策鋪路，助力儲能在電力輔助服務和需求響應領域實現價值

3.1近期輔助服務和電力需求側管理(需求響應)領域政策梳理

結合新一輪電力體制改革以及配套文件的發布，輔助服務和電力需求側管理(需求響應)領域出臺的一系列政策都為儲能參與電力系統的服務提供依據和支持。這些政策對于提升儲能在輔助服務和用戶側應用的經濟性有較大的作用，政策制定與市場發展形成了良性的互動。下邊兩個表對相關政策進行了梳理和總結。

注：電力需求側管理與需求響應的關系：需求響應技術實現了電力需求側管理由傳統行政調控向經濟與行政相結合調控過渡，是調配電力負荷最為有效的手段，可以通過經濟激勵、價格補償的方式來實現尖峰時段和緊急事態下的用電負荷削減。(引自：智能電網“需求響應技術助電力供需平衡”)

表1：我國近期出臺輔助服務政策列表

表2：我國近期出臺需求側管理(需求響應)政策列表

 

3.2政策將逐步支持儲能在電力輔助服務市場發揮有效的應用價值

2016年6月份能源局發布的《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》(以下簡稱《通知》)是把儲能發展和電改結合起來的一個重要文件，文中提到，“儲能作為獨立主體，充電功率應在10 兆瓦及以上、持續充電時間應在4 小時及以上，即可參與輔助服務市場交易”，還指出“促進用戶側電儲能設施參與調峰調頻輔助服務。用戶側儲能放電電量即可自用，也可視為分布式電源就近向電力用戶出售。”此政策在電力輔助服務市場中首次確認了多類型、多主體儲能電站的參與身份以及“按效果付費”的價格機制，并且提出了電儲能設施充放電價格機制以及參與門檻，既對儲能系統提出了要求和約束，也為其實現經濟運行創造了條件[4]。

為了發揮儲能價值，保障其經濟性，《通知》提出，“國家能源局區域監管局將根據“按效果補償原則”盡快調整調峰調頻輔助服務計量公式，提高服務補償力度。”目前，東北、福建、甘肅、新疆、山西、南方區域等省和地區都出臺輔助服務市場相關文件，鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施參與調峰調頻輔助服務，有些省和地區還規定了付費方法。2018年1月《南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務管理實施細則(試行)》發布，指出，“為根據電力調度指令進入充電狀態的儲能電站，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行0.05萬元/兆瓦時的補償。”

儲能系統參與調頻最早出現在美國PJM市場，儲能的性能優勢、“按效果付費”政策支持以及自由競價的市場模式促成了儲能在PJM調頻市場的快速增長，目前的市場容量已經達到265MW。能源局在2017年11月發布了《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》，確立在2019年-2020年，配合現貨交易試點，開展電力輔助服務市場建設;鼓勵采用競爭方式確定電力輔助服務承擔機組，開展輔助服務市場建設。這意味著未來的輔助服務交易將逐漸實現市場化運作。

一系列政策在從確認儲能參與輔助服務身份、制定體現儲能優勢的價格機制、到逐步建立完善公平競爭的市場機制，都為儲能服務于電力輔助服務、實現價值和商業化發展奠定了基礎。在政策推動下，儲能在我國輔助服務市場的應用比例已經從2015年的2%提升到2017年的9%;從CNESA收集的儲能廠商項目規劃看，2018年-2019年期間，我國還將部署100MW-200MW調頻儲能系統。

3.3電力需求側管理(需求響應)政策支持用戶側儲能實現多重應用價值

上文提到，工商業用戶安裝的儲能系統目前只能靠峰谷電價差獲利，利潤單一且不穩定，很多業主單位希望儲能系統能夠通過參與電力輔助服務、需求響應來增加收益。近期發布的輔助服務政策中多次提到鼓勵用戶側的儲能系統參與輔助服務交易，這給用戶側儲能系統一個實現價值疊加的機會。例如在《山西省可再生能源參與調峰輔助服務市場實施細則》就提出，“山西省可再生能源調峰輔助服務市場建立初期，需求側響應調峰與售電企業移峰調峰是指具有蓄能設施、主要在低谷時段用電、可在負荷側為電網提供調峰輔助服務的用電負荷項目與售電企業業務。”

2017年9月，六部委聯合發布《電力需求側管理辦法(修訂版)》為儲能在需求側管理(需求響應)的應用增加了新的內涵。文件中指出，“通過深化推進電力需求側管理，積極發展儲能和電能替代等關鍵技術。鼓勵電力用戶采用電蓄熱、電蓄冷、儲能等成熟的電能替代技術。”儲能已經被定義為通過參與需求響應，在電力需求側管理中實現重要作用的資源。

2015年，中關村儲能產業技術聯盟作為負荷集成商，全程參與了北京市需求響應試點工作，負荷集成商與政府按響應提前通知時間(24小時、4小時、30分鐘)簽訂協議，獎勵標準分三檔，分別為80、100、120元/千瓦，利用儲(蓄)能方式參與響應的累計響應量占整個公建樓宇總響應量的61%;試點表明擁有儲能系統的用戶參與需求響應具備明顯優勢，適用度較高，響應時間更加靈活，企業既無需改變生產工藝，也不用調整生產時段就可獲得補償。2018年春節期間，南都電源公司在無錫新加坡智能配電網的儲能電站也參與了江蘇省電力需求響應，在用電低谷期累計填谷9萬千萬。

目前我國儲能參與需求響應仍處于發展前期，儲能的實際價值還難以得到合理體現，這與響應基準線的核算方法及響應啟動方式關系緊密，而這些因素的完善還需要大量示范和研究工作，特別是市場規則要與技術應用價值相匹配。隨著政策和電力市場對需求側管理的重視和推動，用戶側儲能系統有了更多參與需求響應的機會，價格補償機制不斷完善，儲能系統的應用也將增值。

4、總結

隨著我國能源結構調整和能源轉型工作的推進、電力體制改革的深化、可再生能能源的大規模利用、能源互聯網和新能源汽車產業的發展，儲能技術將迎來廣闊的發展空間。但作為新興技術，儲能在商業化道路上，仍面臨技術性能有待提高、建設成本較高、應用和贏利模式不清晰等多種挑戰，需要國家政策度支持。《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》的發布，確立了儲能的發展方向和重點任務，明確了儲能的發展要與電改相結合。

在政策的支持和引導下，儲能應用進入新的階段。隨著電力系統的市場化發展，一系列電改配套政策的出臺為儲能獲取更多市場收益提供了可能。但儲能在電力系統的應用畢竟是一種新的模式，必然要經過探索、嘗試、甚至于失敗再調整的與市場深度磨合的過程。儲能參與輔助服務、需求響應的技術效果在前期都得到了驗證，但實現商業價值、保證盈利仍需時日，也需要企業和行業組織細致的研讀政策，根據儲能的技術特性和成本情況定位目標市場，搭建標準體系，在市場服務中不斷優化儲能系統功能、降低成本、建設服務團隊;在市場磨合中也要與政府職能部門保持緊密溝通，為政策的進一步細化和修訂提供信息和建議。

參考文獻：

[1] 《儲能產業技術白皮書2018》，中關村儲能產業技術聯盟

[2] 劉暢，徐玉杰，張靜，胡珊，岳芬，丁捷，陳海生. 儲能經濟性研究進展[J]. 儲能科學與技術，2017，6(5)：1084-1093

[3] 《關于促進儲能技術與產業應用發展的指導意見》政策解讀：清華大學胡澤春淺談儲能對推進電力轉型的作用，2017-10-16

[4] 劉冰，張靜，李岱欣，寧娜.儲能在發電側調峰調頻服務中的應用現狀和前景分析[A]. 儲能科學與技術，2016，5(6)：22095-4239