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隨著可再生能源與智能電網的發展，儲能產業也正在迅速地發展起來。從市場上來看，國內外儲能項目數量逐年上升，成本不斷下降。目前，僅我國規劃、在建和已投運的儲能項目就有近百項。日前，浙江南都電源動力股份有限公司為協鑫硅業設計和建造的大型儲能系統(第一階段儲能容量：1.5MW/12MWh)已成功投入使用。這是中國首套商業化儲能系統。相信在不久的將來，我們將會看到越來越多儲能項目盈利。
上個月，北京國際能源專家俱樂部舉辦了《儲能定價：方法與機制》國際研討會。本文梳理了會議上國內外專家所分享的美、德、日、英各國的儲能定價實踐與經驗，來探討中國電力市場化改革下儲能定價政策與形成機制。
一、美國儲能服務定價
美國加州儲能聯盟創始人兼首席執行官JaniceLin女士介紹了美國的儲能服務定價做法，主要觀點如下：
1、儲能可以提供三種能源產品并在四個領域提供能源服務
概括來講，儲能主要能夠提供三種核心能源產品，一是有功電量;二是無功功率;三是備用容量。將儲能在電力市場的各個環節加以應用，才能將儲能的三種核心產品轉變為市場上接受的服務，使儲能的價值得到有效確定。從產品到服務有四個領域，分別是批發市場、輸電服務、配電服務和零售服務。
2、影響儲能價值量化的關鍵變量
儲能可以為獨立系統運營商/區域輸電組織所提供服務(能量套利、頻率調節、運轉/非運轉備用容量、電壓支持、黑啟動)，為公用事業公司提供服務(資源充裕性、配電升級推遲、輸電擁堵緩解、推遲輸電升級)和為終端客戶提供服務(分時電費管理、增加光伏自用量、按需供電繳費減少和備用功率)等，影響儲能價值量化的關鍵變量包括：市場規則和激勵措施、可再生能源的裝機容量、傳輸阻塞、基礎設施老化、電網互聯區域、地點和時間點、軟成本等。
3、在加州，電力行業已經不再將儲能和其他電源進行簡單的成本比較
比如說，作為調峰手段，儲能電站每千瓦造價要高于燃氣電廠，但是，燃氣電廠的使用率只有4.2%，而儲能電站的使用率為99.7%。儲能設備不僅可以放電，提供調頻、調峰和旋轉備用等服務，還可以作為負荷，提供電網所需要的“負瓦特”。
4、在涉及批發、輸電、配電、零售和州立目標的5個儲能利用案例中，儲能的價值得到體現
1) 在批發市場，新英格蘭獨立系統運營商中利用儲能所提供的調頻服務收益已經遠高于成本;
2) 在輸電領域，普吉特海灣能源公司在輸電網升級改造工作中對儲能的作用進行了研究，認識到儲能的價值;
3) 在配電領域，在美國最大的天然氣儲氣庫阿利索谷發生泄漏不能保障供電安全的情況下，短短7個月就建成了94.5兆瓦/342兆瓦時的儲能設施。這些設施的快速并網，確保了配電系統的可靠性。
4) 在自發電領域，加州制定了激勵措施，鼓勵不同規模的儲能安裝和分布式發電。在未來五年可能有5億美元的資金，大部分用于儲能。
5) 在州立目標層面，加州布朗州長批準的AB 2514(2010年) 法案，要求電力行業的各利益相關者共同關注儲能，并設定了到2024年，儲能裝機容量達到1.325 GW的目標。儲能也首次在南加州地區的全電源競爭性采購上體現了成本優勢。
5、美國政府在推動并網儲能市場發展方面起著至關重要的作用，主要方式有三種：
1)使儲能成為電力行業的焦點：儲能效益體現在電力部門的各個環節：發電、輸電、配電及用電，政府鼓勵各環節的利益相關方都客觀地關注儲能技術應用及其帶來的效益，而了解系統成本驅動因素是評估儲能效益的基礎，即儲能可以作為降低系統總成本的一項技術。
2)制定采購目標：考慮到儲能技術與傳統方案是如此的不同，直接通過應用學習是非常關鍵的。因此，邊做邊學的過程無法避免，政府鼓勵在具體的應用項目上采購多種不同的儲能技術。
3)改革市場規則: 政府確保市場規則能夠允許儲能技術全面參與電力市場的運營并充分發揮其潛力，使得同一資產產生多種效益。明確的市場規則和由此產生的價格透明度，使得儲能投資和帶來的效益能夠貨幣化計量。
6、客觀地認識電力部門成本和成本驅動因素是理解儲能基于時間價值的關鍵
1)評估當前和未來發電、輸電、配電的資產需求，并分析預測系統范圍內和特定的地理位置的負荷。確定全年電網各項基礎設施中所有資源的成本，確認本地和系統峰值相關的邊際成本。
2)在美國，總的電力部門成本中的絕大部分(傳輸/分配/發電)與系統峰值息息相關。例如，在馬薩諸塞州，占運行時間10%的高峰時間花費了總系統成本的40%。
3)美國的電力零售價格設計認識到這一情況后，促進基于使用時段和容量收費來劃分更多的能源消費等級。例如，在加利福尼亞，容量費用可以占到商業客戶每月電費的40%。
二、德國儲能定價
德國貿易與投資署智能電網與儲能事業部高級經理 Heiko Staubitz先生介紹了德國的儲能定價做法，主要觀點如下：
1、德國可再生能源的大規模、高比例并網催生了儲能市場的快速發展
2000年德國推出了可再生能源上網電價，光伏、風能、生物質能發電設施的數量從2000年的約3萬臺快速增長至2015年的150萬臺，其中風能主要是在德國北部，光伏是在德國南部。截止到2015年底，德國的可再生能源發電量占全國電力消費總量的比例已經達到32.6%;德國政府希望將這一比例在2050年提升到80%。在能源轉型過程中，儲能技術從小規模到大規模的應用，在可再生能源并網和電力系統安全等方面扮演著至關重要的角色。
2、德國能源市場的三大構成部分及其所發揮的作用
德國的能源市場分為場外交易、能源交易所和調頻市場。在德國，電力市場是自由化的，所以可以通過場外交易用簽訂合同方式來買電。在能源交易所，有現貨市場和期貨市場。調頻市場是由四個輸電系統運營商管理的，負責把頻率保持在額定的50赫茲;四家輸電系統運營商本身沒有容量資源，需要在一級、二級和三級調頻市場上采購。隨著風電、太陽能光伏發電的比重不斷增加，為保證電力系統安全穩定運行，儲能能夠快速、精確地響應調度下發的出力指令，在一級、二級調頻市場具有一定的應用前景。
3、舊的蓄能商業價值衰減，新的儲能形式商機出現
傳統的儲能商業模式，比如抽水蓄能，依靠峰荷和基荷之間的價格差來盈利，這一模式在德國已經難以為繼。過去若干年，德國峰谷價差在減少，從8歐分/kWh降到現在的 2歐分/kWh左右，一部分抽水蓄能項目也因此停止運行。德國負荷是在早晚出現高峰，當今后太陽能并網比重進一步增加后，中午前后就會有很多光伏發電，期間的電價會非常便宜，甚至出現負電價，高峰與基荷的價格差加大或許會重新帶來抽水蓄能的盈利，但僅依靠峰谷差價生存的抽水蓄能模式正在消失。
4、一級調頻是德國儲能的主要市場，目前已經具備商業價值
在歐洲，整個一級調頻市場約為3000兆瓦，德國在600兆瓦左右。在過去四年中，每周進行一次一級調頻市場招投標，每兆瓦每周平均價格是3100歐元上下;近期市場價格是每兆瓦每周2500歐元左右。
每年有52周，按照每兆瓦每周2500歐元進行測算，每兆瓦全年收入為13萬歐元左右，這就是目前一級調頻市場的價格。考慮投資成本、運行成本、利息成本等，用13萬歐元進行倒算，電池儲能的整個成本就是每千瓦時870歐元;也就是說，電池儲能整體成本低于每千瓦時870歐元，參與一級調頻市場是有商業價值的。隨著電池價格的下降，儲能其實已經在一級調頻市場有商業空間了，這也就是為什么2016/2017兩年在德國安裝或將要安裝的儲能電池變得非常多，大型電池總容量將達到165兆瓦。德國的電動汽車在2020年的預期達到100萬輛，目前只有7萬輛，未來每年將會有一個巨大的增長量。BMW等電動汽車的電池報廢以后，把這些電池組合起來進行二次使用，可以參與一級調頻市場，已經有商業價值了。
從市場容量來看，二級調頻市場較一級調頻市場要大幾倍，另外二級調頻市場的價格波動更大。二級調頻市場既是一個容量市場，也是一個電力能源市場，大容量電池儲能在未來可能會有較大的參與空間。
5、較高的電價水平，促進工業用戶和居民用戶更多地安裝儲能裝置
對于用電量較大的工業用戶，德國政府要求其必須要保證使用一定比例可再生能源發電。對于大工業用戶，可以免交可再生能源附加費，現在工業用戶消費可再生能源的電價已從每度電4.5歐分降到了3.8歐分，這部分電量的電價在德國是比較低的。但對大工業用戶來講，如果認為總體電價高的話，就會設法提高能效，也會考慮使用儲能。
對于居民用戶，從2011年開始，光伏系統的成本開始低于居民電價，刺激了光伏自發自用的快速發展。光伏+電池儲能的成本會進一步的下降，在2018年將會低于居民電價，這將使得安裝光伏+儲能系統的德國居民用戶達到60%~80%的能源獨立。從2017年1月份開始，政府將給居民用戶的電池儲能成本提供20%的補貼(補貼額度每年降低3%)。預計接近三分之一的德國居民用戶將在購買光伏系統的同時購買配套的儲能電池系統。預計到2020年，將有50000多個安裝光伏發電的家庭配置儲能裝置。
三、日本電力行業改革及電池儲能
日本可再生能源與智能電網海外協力會聯合主席酒井直樹(Naoki Sakai)先生介紹了日本儲能市場發展及定價做法，主要觀點如下：
1、福島核事故后能源轉型發展，日本政府強烈地支持儲能行業的發展
日本儲能市場發展驅動力主要有兩個，一是電力行業改革拆分導致很多企業進入市場，促進了儲能在電力行業的應用;第二個驅動力就是政策，促進太陽能光伏發電的發展，包括屋頂太陽能光伏，還有公用事業層級太陽能的發展。
2、日本電池儲能開始出現爆發式增長
因為兩個國內的驅動力，再加上全球電池市場、太陽能市場的競爭，現在日本已經達到了太陽能+電池儲能的上網平價，具備財務生存能力。另外，物聯網的發展會使得日本像美國加州、紐約那樣做到非常先進，日本也是引入新的技術和一些基礎設施進行結合。包括美國特斯拉、韓國三星等電池供應商也紛紛進入日本，成為本土企業的合作伙伴。目前電網從輸、配電網到用戶的各個環節，都是電池儲能的使用者。
3、電力零售市場、實時交易市場和負瓦特市場的放開將催生儲能需求
日本的電力市場是分化的，每個電力公司都有自己的供電區域，在各自區域基本上是壟斷的，而且對于電池和可再生能源都不是特別開放的。這些電力公司主要通過三個渠道銷售電力，批發電力市場、零售市場以及供應合同。自2000年，日本開始推行自由電力市場，但只針對大型用戶，自由市場的份額也只有26%。2005年開始，中型用戶開始加入自由市場，自由市場份額提高到62%。隨著日本第五次電力市場化改革的進程，2017年要全面開放零售市場，建立一個實時市場。2017年負瓦特(儲電時是負荷、發電時是發電機，可以用于運行中的電力電量平衡。)交易市場也開始運營，到2020年會像美國和德國那樣將實時市場進行運營。能源服務商可以售電給電池儲能系統，電池儲能可以提供輔助服務。
4. 日本目前仍存在限制電池儲能發展的障礙因素
通過測算，目前日本家庭太陽能系統單價為18日元每千瓦時，低于零售電價(25日元每千瓦時)，也就意味著實現了平價。但實際上目前還存在一些推廣障礙，譬如靈活性不足，不可以向他人進行售電，電氣工程知識與專業技術匱乏造成用戶安裝、運行和維護困難等。因此，日本政府和監管機構制定了一系列電池儲能政策以及監管體系，以推動儲能電池的發展。
5. 政府制定了針對不同電力部門的儲能要求和政策
這些政策包括：要求公用事業太陽能獨立發電廠裝備一定比例的電池來穩定電力輸出。要求電網公司在輸電網上安裝電池來穩定頻率，或從供應商購買輔助服務。在配電方，配電網或者微電網也有獎勵政策鼓勵電池使用，而且他們也可以把電池業務外包給第三方。還有就是表后，消費者同時可以裝配他們自己的太陽能和電池，甚至家庭也可以把電池儲存的電能進行銷售。最后還有電動汽車，像特斯拉，奔馳，BMW、尼桑等，他們正在宣傳電動車、太陽能和電池的組合，這種潛力是比較高的，這可能也是未來電池銷售的主流方向。
目前儲能電池還處于比較小的量級，2020年大規模的輔助服務市場預期盈利是比較高的，儲能應用的量級是比較大的，而且可復制性比較高。分布式系統運營商也可以裝備電池，其收益也將是比較高的。
6、 發電供應商以及電網公司對儲能的需求
由于上網電價比較優惠(2012年日本太陽能并網電價是42日分)，出現了太陽能光伏的過度供應，給電網穩定帶來了壓力，因此，電網公司要求獨立太陽能發電商必須裝配一些電池系統來確保電網的穩定性。2015年政府法律規定電網公司可以無限制的停止接受太陽能光伏發電，在三家城市電網每年可以停止360小時接受太陽能光伏發電;也就是說到2017年的時候，太陽能發電供應商會有兩個選擇，或者減少太陽能光伏發電，或者建設電池儲能裝備，來吸納額外發電量。預計2017年配置儲能的光伏電站會增加很多。電網公司也在投資安裝一些大型儲能電站，來保證電網的穩定性。電網公司今后也可以不再自己投資電池設備，而是向供應商購買輔助性服務。日本政府正在進行設計，建立與英國類似的輔助服務市場體系。
7、 配電網環節的儲能發展
房地產開發商，想讓自己開發的住宅能夠有更多的附加值，就配備了儲電系統，可以將輔助服務和電池電力銷售出去。在日本有一個虛擬電廠聯盟，試圖解決過度供給和需求之間矛盾。在電力過度供給時段，把過度供給的電量整合起來進行存儲，在需要的時候進行銷售。日本政府對虛擬電廠發展是非常鼓勵和支持的，2016年提供了39.5億日元資金支持虛擬電廠的發展。
8、 終端用戶環節的儲能發展
現在日本在進行討論，辨別電池儲能設施應該是公共服務還是基礎設施的一部分。如果為公共設施的一部分，消費者能夠非常容易買到，而且價格比較低。但是當作商品的話，可能價格就比較高。目前日本政府對一些智能家庭或者是有電池設施的家庭提供一些補貼。比如，政府對實施零能耗房屋改造的家庭提供一定的補貼，補貼來自中央政府和地方政府兩個渠道，到目前為止政府補貼能夠占到整個電池零售價格40-50%。在日本采取分時電價系統，來實現供需平衡。在夜間電價是比較低的，在尖峰時刻電價是夜晚的三倍。裝備電池儲能后，在晚上電價比較低的時候給電池充電，然后在白天電價比較高的時候或者把所儲存的電能賣出去，或者自己使用。從理論上講是可以掙錢的。
四、英國的經驗：利用儲能技術改變能源系統
英國倫敦帝國理工大學能源系統學教授 GoranStrbac 博士介紹了英國在儲能定價方面的探索，主要觀點如下：
1、基礎設施使用率逐步降低使英國電力系統在低碳電力并網方面面臨嚴峻挑戰
英國發電系統目前平均使用率是55%。英國的可再生能源目標雄心勃勃，包括大規模太陽能發電和風力發電的可再生能源發電量，將大量取代燃煤、燃氣發電量。但是從容量上來講，電力需求的高峰與太陽能大發時段可能不一致，風電的容量效益也不高，這就需要保留一些傳統發電方式來應對這種電力高需求時段的容量需求。
為了實現各個行業，包括交通和供熱領域低碳化，根據測算，至2030年基礎設備的使用率會從現在的55%左右下降到低于25%。這意味著資產要增加一倍，可是提供的能量其實是一樣的，這導致發電成本的大量增加。研究表明，如果2025年之后風電達到3000萬千瓦，將會有25%以上的“棄風”率，就是四分之一以上的風電可發電量沒有辦法被使用，這將是一個巨大的社會資源浪費，因為海上風電投資是非常昂貴的。如何在低碳化的同時提高能源設施及生產能力的利用率、降低成本，是向低碳轉型時遇到的重大挑戰。
2、使用靈活的技術可以扭轉固定資產使用率下降的趨勢
按照常規發展模式，固定資產利用率會大幅下降，這是英國政府不愿看到的。使用靈活性技術，包括需求側響應，儲能、靈活發電、智能網絡技術等，可以扭轉固定資產使用率下降的趨勢。現在安全供給是通過冗余資產實現的，代價是非常高的;取而代之，通過智能、智慧也能實現安全高效的供給。分析顯示，對英國來講，逆轉這樣的趨勢帶來的市場價值一年超過80億英鎊，商業價值巨大。
3、全系統模擬顯示，儲能技術可以減少可再生能源的系統整合成本，增加全社會價值
系統建模計算顯示，2015年英國只需要2吉瓦的儲能能力，可產生5億英鎊的社會價值，只是缺少商業模式而沒能落實;到2030年，英國為兌現脫碳的承諾需要15吉瓦儲能能力，它所創造的社會價值將是35億英鎊;而到2050年，英國可能需要25吉瓦儲能， 對應的社會價值將是150億英鎊。如果對于脫碳不感興趣的話，其實從技術和經濟角度來說，儲能根本沒有什么優勢，簡單采用燃煤、燃氣發電就行了;如果脫碳并兌現承諾，儲能將是一個核心技術。
4、儲能作為高效的靈活性技術，可以提供全方位服務，關鍵是價格如何體現能源買賣套利之外的服務
儲能能夠提供多種服務。一就是套利。第二個就是平衡服務，因為可再生能源不穩定，有了儲能就可以實現平衡。第三個就是調頻服務，在英國這方面需求也是不斷增長的。儲能也能滿足峰值需求，還有對網絡的支持。另外還有兩個方面，還沒有得到非常充分的強調，但是在英國有很多討論，圍繞低碳發電組合和儲能技術替代電網擴容，就是儲能實際上更多的是為了幫助實現碳減排的目標。
1)儲能能夠提供更多的選擇。在英國，主要考慮的就是可再生能源的不穩定性，及其對市場平衡的影響，套利加平衡，就會比僅套利的價值大很多。
2)調頻。英國是一個島國，有時風力、太陽能發電量比較大，但是此時系統并不需要這么多發電量，如果我們不能按秒的時間來實現電網平衡的話，就是非常大的一個問題。未來這個問題可能比現在更復雜，儲能所能夠帶來的價值到未來可能會增加至少10倍。當然，這需要有一個市場設計，需要有一個實時體現供求關系變化的電價定價體系，能夠反映出儲能在調頻方面的價值。
3)儲能技術替代電網擴容，參與電網規劃。如果在規劃設計電網的時候，能夠考慮到儲能作用的話，可能未來電網規劃設計方案就不一樣了。要把儲能和電網本身作用放在一個平等的、平衡的角度上考慮，就是在設計未來電網的時候，不能只考慮到傳統上我們認為電網是什么樣的作用，而是要考慮到把儲能放進去，電網能夠發揮什么樣的作用。通過不同方案的比較，考慮儲能在電網中發揮的作用，研究儲能對電網整體規劃的影響。
4)儲能在碳減排方面的作用。目前儲能在該方面的作用還沒有得到充分認識。英國的減排目標，是從目前每度電排放350-400克，到2050年的時候將每發一度電二氧化碳排放降低到25克左右。如何實現這個目標?要有一些低碳發電設施，比如核能、風電、光伏、二氧化碳捕捉等技術。如果用了儲能的話，實現同樣的減排目標，就不需要建那么多光伏和風電發電廠。一項研究發現，如果有了儲能技術，就可以少建10吉瓦核能發電能力，或少建15吉瓦海上風電發電能力，這是儲能所帶來價值的體現。儲能會幫助實現減排的目標，與此同時卻不需要建立那么多新的發電設施。在企業和投資人進行投資過程中，要意識到儲能的減排價值，這樣才能規劃設計合理的投資方案。實現英國低碳發展目標，還是持續的需要有核能的，沒有核能的話是無法實現減排目標的，但同時必須加大風電和太陽能發電的開發。但是這些可再生能源的波動比較大，就需要儲能技術實現靈活性調節。
5、儲能可以幫助應對未來發展的不確定性
關于未來能源市場，唯一確定性就是有大量不確定性。比如說在英國，大家對離岸風力很感興趣，但是不是100%的確定到底這個風力是多少，到底在什么地方?怎么去做這件事情?這些不確定性的情況，涉及到投資的方方面面，包括配電、輸電網絡，還有可能的棄風等。如果這些不確定性不能具體化分析，那么儲能技術就變成了一個解決方案。雖然說儲能是一個很貴的解決方案，但是儲能可以幫助應對不確定性。這是一個非常重要的問題，因為這是有價值的。不過現在監管框架并沒有認識到像儲能這樣智能技術的價值。比如說如果只看一下投資，從上世紀的角度來看，就不會選擇儲能;假如從未來看有很多不確定需要應對的情況下就要用到儲能。
6、影響儲能投資決策的因素
儲能有價差套利，平衡市場、光伏平衡、網絡支持、調頻、容量等多方面的價值，但總體來講儲能的價值要取決于到底有沒有相應的市場。假如說市場非常完善，儲能就可以部署，而且部署的非常好，通過各種各樣的收入方式，收入能夠最大化。僅考慮價差套利和所有價值都得到收益兩種情況對比，收益的差別將超過十倍。如果說市場好，整個儲能帶來的價值都可以獲得，儲能就能很好地發展。但是如果市場缺失，其中一些價值就無法獲得收益;比如像在英國的小公司，可能某些容量市場上面的價值，就沒有辦法得到，所有價值當中只有一小部分能夠轉化為收益，儲能的投資效益將成為一個問題。
從英國電力市場的演進來看，目前所有的設計主要是看能量市場，目前是能量市場主宰的。到2030年，主要通過太陽能、風能、核能等低碳方式發電，邊際成本接近于零，總體電量市場就會大幅減少。容量市場、系統服務市場等就會增加很多。一定要設計出適應未來低碳發展情景的電力市場結構，通過政策監管、市場設計等，推動儲能的發展。
北京國際能源專家俱樂部總裁陳新華博士對討論作了總結。他指出：
從四個國別報告看，全球儲能市場正在蓄勢待發，將出現井噴式發展：
1) 美國是州立層面的立法要求和儲能在電力系統各個環節所體現的價值驅動著儲能市場的發展。
2) 德國是能源轉型2.0的要求和儲能在調頻市場、居民用戶的平價上網還有政府的補貼在驅動。
3) 日本的驅動力則是政府規定儲能可以參與所有電力環節的競爭并且在2017年可以全面參與輔助市場建設，還有居民光伏的平價上網，以及政府對各個電力環節配置儲能裝備的要求和鼓勵。
4) 英國則是為了達到2030和2050的脫碳目標，儲能可以提髙可再生能源的并網率，提高電力系統的靈活性，通過避免損失來創造巨大的社會價值。目前英國市場和其他市場也一樣，儲能主要是在能量市場，容量市場、調頻市場和服務市場容量非常小。但到2030年，容量市場、調頻市場和服務市場規模就要比目前大十幾倍，儲能市場前景廣闊。
政府與監管層面的當務之急就是如何通過電力市場的設計來推動儲能發展，實現儲能價值。美國是通過州立層面的電力市場立法，讓儲能全面參與電力行業的各個環節，讓電力行業的各利益相關方在設計方案中也把儲能技術考慮在內。德國是通過聯邦層面進行能源轉型2.0計劃和對調頻市場的公開招標，還有對居民用戶儲能裝備的補貼來推動。日本則是通過電力體制改革，運行儲能全面參與電力行業的各個服務環節，并且通過鼓勵“負瓦特”和“虛擬電廠”等創新措施來推動。英國政府則是通過市場機制的設計，讓儲能在電力系統的低碳轉型中發揮作用，從而體現其社會價值。這些經驗對于正在進行的中國電力體制改革很有借鑒作用。
這些國外經驗表明，儲能產業發展最關鍵的要素是政府監管部門和電力行業充分認可儲能技術作為電力行業各個環節項目規劃的一個技術選項，并在項目設計過程中給予充分考慮。儲能發展初期需要政府的激勵政策，但最后還是需要依靠體現自身的價值得到發展。
中國儲能發展需要好的市場機制。可再生能源的快速發展，加上分布式能源系統及微電網的快速推進、能源價格機制改革、電力市場化改革及省級電力交易中心的設立等，也給儲能產業發展創造了機會。中國政府價格部門可參考國際經驗，改變儲能定價目前主要靠能源買賣套利的模式，使得儲能其他方面的價值也能夠充分發揮出來，實現相應收益。
上個月，北京國際能源專家俱樂部舉辦了《儲能定價：方法與機制》國際研討會。本文梳理了會議上國內外專家所分享的美、德、日、英各國的儲能定價實踐與經驗，來探討中國電力市場化改革下儲能定價政策與形成機制。
一、美國儲能服務定價
美國加州儲能聯盟創始人兼首席執行官JaniceLin女士介紹了美國的儲能服務定價做法，主要觀點如下：
1、儲能可以提供三種能源產品并在四個領域提供能源服務
概括來講，儲能主要能夠提供三種核心能源產品，一是有功電量;二是無功功率;三是備用容量。將儲能在電力市場的各個環節加以應用，才能將儲能的三種核心產品轉變為市場上接受的服務，使儲能的價值得到有效確定。從產品到服務有四個領域，分別是批發市場、輸電服務、配電服務和零售服務。
2、影響儲能價值量化的關鍵變量
儲能可以為獨立系統運營商/區域輸電組織所提供服務(能量套利、頻率調節、運轉/非運轉備用容量、電壓支持、黑啟動)，為公用事業公司提供服務(資源充裕性、配電升級推遲、輸電擁堵緩解、推遲輸電升級)和為終端客戶提供服務(分時電費管理、增加光伏自用量、按需供電繳費減少和備用功率)等，影響儲能價值量化的關鍵變量包括：市場規則和激勵措施、可再生能源的裝機容量、傳輸阻塞、基礎設施老化、電網互聯區域、地點和時間點、軟成本等。
3、在加州，電力行業已經不再將儲能和其他電源進行簡單的成本比較
比如說，作為調峰手段，儲能電站每千瓦造價要高于燃氣電廠，但是，燃氣電廠的使用率只有4.2%，而儲能電站的使用率為99.7%。儲能設備不僅可以放電，提供調頻、調峰和旋轉備用等服務，還可以作為負荷，提供電網所需要的“負瓦特”。
4、在涉及批發、輸電、配電、零售和州立目標的5個儲能利用案例中，儲能的價值得到體現
1) 在批發市場，新英格蘭獨立系統運營商中利用儲能所提供的調頻服務收益已經遠高于成本;
2) 在輸電領域，普吉特海灣能源公司在輸電網升級改造工作中對儲能的作用進行了研究，認識到儲能的價值;
3) 在配電領域，在美國最大的天然氣儲氣庫阿利索谷發生泄漏不能保障供電安全的情況下，短短7個月就建成了94.5兆瓦/342兆瓦時的儲能設施。這些設施的快速并網，確保了配電系統的可靠性。
4) 在自發電領域，加州制定了激勵措施，鼓勵不同規模的儲能安裝和分布式發電。在未來五年可能有5億美元的資金，大部分用于儲能。
5) 在州立目標層面，加州布朗州長批準的AB 2514(2010年) 法案，要求電力行業的各利益相關者共同關注儲能，并設定了到2024年，儲能裝機容量達到1.325 GW的目標。儲能也首次在南加州地區的全電源競爭性采購上體現了成本優勢。
5、美國政府在推動并網儲能市場發展方面起著至關重要的作用，主要方式有三種：
1)使儲能成為電力行業的焦點：儲能效益體現在電力部門的各個環節：發電、輸電、配電及用電，政府鼓勵各環節的利益相關方都客觀地關注儲能技術應用及其帶來的效益，而了解系統成本驅動因素是評估儲能效益的基礎，即儲能可以作為降低系統總成本的一項技術。
2)制定采購目標：考慮到儲能技術與傳統方案是如此的不同，直接通過應用學習是非常關鍵的。因此，邊做邊學的過程無法避免，政府鼓勵在具體的應用項目上采購多種不同的儲能技術。
3)改革市場規則: 政府確保市場規則能夠允許儲能技術全面參與電力市場的運營并充分發揮其潛力，使得同一資產產生多種效益。明確的市場規則和由此產生的價格透明度，使得儲能投資和帶來的效益能夠貨幣化計量。
6、客觀地認識電力部門成本和成本驅動因素是理解儲能基于時間價值的關鍵
1)評估當前和未來發電、輸電、配電的資產需求，并分析預測系統范圍內和特定的地理位置的負荷。確定全年電網各項基礎設施中所有資源的成本，確認本地和系統峰值相關的邊際成本。
2)在美國，總的電力部門成本中的絕大部分(傳輸/分配/發電)與系統峰值息息相關。例如，在馬薩諸塞州，占運行時間10%的高峰時間花費了總系統成本的40%。
3)美國的電力零售價格設計認識到這一情況后，促進基于使用時段和容量收費來劃分更多的能源消費等級。例如，在加利福尼亞，容量費用可以占到商業客戶每月電費的40%。
二、德國儲能定價
德國貿易與投資署智能電網與儲能事業部高級經理 Heiko Staubitz先生介紹了德國的儲能定價做法，主要觀點如下：
1、德國可再生能源的大規模、高比例并網催生了儲能市場的快速發展
2000年德國推出了可再生能源上網電價，光伏、風能、生物質能發電設施的數量從2000年的約3萬臺快速增長至2015年的150萬臺，其中風能主要是在德國北部，光伏是在德國南部。截止到2015年底，德國的可再生能源發電量占全國電力消費總量的比例已經達到32.6%;德國政府希望將這一比例在2050年提升到80%。在能源轉型過程中，儲能技術從小規模到大規模的應用，在可再生能源并網和電力系統安全等方面扮演著至關重要的角色。
2、德國能源市場的三大構成部分及其所發揮的作用
德國的能源市場分為場外交易、能源交易所和調頻市場。在德國，電力市場是自由化的，所以可以通過場外交易用簽訂合同方式來買電。在能源交易所，有現貨市場和期貨市場。調頻市場是由四個輸電系統運營商管理的，負責把頻率保持在額定的50赫茲;四家輸電系統運營商本身沒有容量資源，需要在一級、二級和三級調頻市場上采購。隨著風電、太陽能光伏發電的比重不斷增加，為保證電力系統安全穩定運行，儲能能夠快速、精確地響應調度下發的出力指令，在一級、二級調頻市場具有一定的應用前景。
3、舊的蓄能商業價值衰減，新的儲能形式商機出現
傳統的儲能商業模式，比如抽水蓄能，依靠峰荷和基荷之間的價格差來盈利，這一模式在德國已經難以為繼。過去若干年，德國峰谷價差在減少，從8歐分/kWh降到現在的 2歐分/kWh左右，一部分抽水蓄能項目也因此停止運行。德國負荷是在早晚出現高峰，當今后太陽能并網比重進一步增加后，中午前后就會有很多光伏發電，期間的電價會非常便宜，甚至出現負電價，高峰與基荷的價格差加大或許會重新帶來抽水蓄能的盈利，但僅依靠峰谷差價生存的抽水蓄能模式正在消失。
4、一級調頻是德國儲能的主要市場，目前已經具備商業價值
在歐洲，整個一級調頻市場約為3000兆瓦，德國在600兆瓦左右。在過去四年中，每周進行一次一級調頻市場招投標，每兆瓦每周平均價格是3100歐元上下;近期市場價格是每兆瓦每周2500歐元左右。
每年有52周，按照每兆瓦每周2500歐元進行測算，每兆瓦全年收入為13萬歐元左右，這就是目前一級調頻市場的價格。考慮投資成本、運行成本、利息成本等，用13萬歐元進行倒算，電池儲能的整個成本就是每千瓦時870歐元;也就是說，電池儲能整體成本低于每千瓦時870歐元，參與一級調頻市場是有商業價值的。隨著電池價格的下降，儲能其實已經在一級調頻市場有商業空間了，這也就是為什么2016/2017兩年在德國安裝或將要安裝的儲能電池變得非常多，大型電池總容量將達到165兆瓦。德國的電動汽車在2020年的預期達到100萬輛，目前只有7萬輛，未來每年將會有一個巨大的增長量。BMW等電動汽車的電池報廢以后，把這些電池組合起來進行二次使用，可以參與一級調頻市場，已經有商業價值了。
從市場容量來看，二級調頻市場較一級調頻市場要大幾倍，另外二級調頻市場的價格波動更大。二級調頻市場既是一個容量市場，也是一個電力能源市場，大容量電池儲能在未來可能會有較大的參與空間。
5、較高的電價水平，促進工業用戶和居民用戶更多地安裝儲能裝置
對于用電量較大的工業用戶，德國政府要求其必須要保證使用一定比例可再生能源發電。對于大工業用戶，可以免交可再生能源附加費，現在工業用戶消費可再生能源的電價已從每度電4.5歐分降到了3.8歐分，這部分電量的電價在德國是比較低的。但對大工業用戶來講，如果認為總體電價高的話，就會設法提高能效，也會考慮使用儲能。
對于居民用戶，從2011年開始，光伏系統的成本開始低于居民電價，刺激了光伏自發自用的快速發展。光伏+電池儲能的成本會進一步的下降，在2018年將會低于居民電價，這將使得安裝光伏+儲能系統的德國居民用戶達到60%~80%的能源獨立。從2017年1月份開始，政府將給居民用戶的電池儲能成本提供20%的補貼(補貼額度每年降低3%)。預計接近三分之一的德國居民用戶將在購買光伏系統的同時購買配套的儲能電池系統。預計到2020年，將有50000多個安裝光伏發電的家庭配置儲能裝置。
三、日本電力行業改革及電池儲能
日本可再生能源與智能電網海外協力會聯合主席酒井直樹(Naoki Sakai)先生介紹了日本儲能市場發展及定價做法，主要觀點如下：
1、福島核事故后能源轉型發展，日本政府強烈地支持儲能行業的發展
日本儲能市場發展驅動力主要有兩個，一是電力行業改革拆分導致很多企業進入市場，促進了儲能在電力行業的應用;第二個驅動力就是政策，促進太陽能光伏發電的發展，包括屋頂太陽能光伏，還有公用事業層級太陽能的發展。
2、日本電池儲能開始出現爆發式增長
因為兩個國內的驅動力，再加上全球電池市場、太陽能市場的競爭，現在日本已經達到了太陽能+電池儲能的上網平價，具備財務生存能力。另外，物聯網的發展會使得日本像美國加州、紐約那樣做到非常先進，日本也是引入新的技術和一些基礎設施進行結合。包括美國特斯拉、韓國三星等電池供應商也紛紛進入日本，成為本土企業的合作伙伴。目前電網從輸、配電網到用戶的各個環節，都是電池儲能的使用者。
3、電力零售市場、實時交易市場和負瓦特市場的放開將催生儲能需求
日本的電力市場是分化的，每個電力公司都有自己的供電區域，在各自區域基本上是壟斷的，而且對于電池和可再生能源都不是特別開放的。這些電力公司主要通過三個渠道銷售電力，批發電力市場、零售市場以及供應合同。自2000年，日本開始推行自由電力市場，但只針對大型用戶，自由市場的份額也只有26%。2005年開始，中型用戶開始加入自由市場，自由市場份額提高到62%。隨著日本第五次電力市場化改革的進程，2017年要全面開放零售市場，建立一個實時市場。2017年負瓦特(儲電時是負荷、發電時是發電機，可以用于運行中的電力電量平衡。)交易市場也開始運營，到2020年會像美國和德國那樣將實時市場進行運營。能源服務商可以售電給電池儲能系統，電池儲能可以提供輔助服務。
4. 日本目前仍存在限制電池儲能發展的障礙因素
通過測算，目前日本家庭太陽能系統單價為18日元每千瓦時，低于零售電價(25日元每千瓦時)，也就意味著實現了平價。但實際上目前還存在一些推廣障礙，譬如靈活性不足，不可以向他人進行售電，電氣工程知識與專業技術匱乏造成用戶安裝、運行和維護困難等。因此，日本政府和監管機構制定了一系列電池儲能政策以及監管體系，以推動儲能電池的發展。
5. 政府制定了針對不同電力部門的儲能要求和政策
這些政策包括：要求公用事業太陽能獨立發電廠裝備一定比例的電池來穩定電力輸出。要求電網公司在輸電網上安裝電池來穩定頻率，或從供應商購買輔助服務。在配電方，配電網或者微電網也有獎勵政策鼓勵電池使用，而且他們也可以把電池業務外包給第三方。還有就是表后，消費者同時可以裝配他們自己的太陽能和電池，甚至家庭也可以把電池儲存的電能進行銷售。最后還有電動汽車，像特斯拉，奔馳，BMW、尼桑等，他們正在宣傳電動車、太陽能和電池的組合，這種潛力是比較高的，這可能也是未來電池銷售的主流方向。
目前儲能電池還處于比較小的量級，2020年大規模的輔助服務市場預期盈利是比較高的，儲能應用的量級是比較大的，而且可復制性比較高。分布式系統運營商也可以裝備電池，其收益也將是比較高的。
6、 發電供應商以及電網公司對儲能的需求
由于上網電價比較優惠(2012年日本太陽能并網電價是42日分)，出現了太陽能光伏的過度供應，給電網穩定帶來了壓力，因此，電網公司要求獨立太陽能發電商必須裝配一些電池系統來確保電網的穩定性。2015年政府法律規定電網公司可以無限制的停止接受太陽能光伏發電，在三家城市電網每年可以停止360小時接受太陽能光伏發電;也就是說到2017年的時候，太陽能發電供應商會有兩個選擇，或者減少太陽能光伏發電，或者建設電池儲能裝備，來吸納額外發電量。預計2017年配置儲能的光伏電站會增加很多。電網公司也在投資安裝一些大型儲能電站，來保證電網的穩定性。電網公司今后也可以不再自己投資電池設備，而是向供應商購買輔助性服務。日本政府正在進行設計，建立與英國類似的輔助服務市場體系。
7、 配電網環節的儲能發展
房地產開發商，想讓自己開發的住宅能夠有更多的附加值，就配備了儲電系統，可以將輔助服務和電池電力銷售出去。在日本有一個虛擬電廠聯盟，試圖解決過度供給和需求之間矛盾。在電力過度供給時段，把過度供給的電量整合起來進行存儲，在需要的時候進行銷售。日本政府對虛擬電廠發展是非常鼓勵和支持的，2016年提供了39.5億日元資金支持虛擬電廠的發展。
8、 終端用戶環節的儲能發展
現在日本在進行討論，辨別電池儲能設施應該是公共服務還是基礎設施的一部分。如果為公共設施的一部分，消費者能夠非常容易買到，而且價格比較低。但是當作商品的話，可能價格就比較高。目前日本政府對一些智能家庭或者是有電池設施的家庭提供一些補貼。比如，政府對實施零能耗房屋改造的家庭提供一定的補貼，補貼來自中央政府和地方政府兩個渠道，到目前為止政府補貼能夠占到整個電池零售價格40-50%。在日本采取分時電價系統，來實現供需平衡。在夜間電價是比較低的，在尖峰時刻電價是夜晚的三倍。裝備電池儲能后，在晚上電價比較低的時候給電池充電，然后在白天電價比較高的時候或者把所儲存的電能賣出去，或者自己使用。從理論上講是可以掙錢的。
四、英國的經驗：利用儲能技術改變能源系統
英國倫敦帝國理工大學能源系統學教授 GoranStrbac 博士介紹了英國在儲能定價方面的探索，主要觀點如下：
1、基礎設施使用率逐步降低使英國電力系統在低碳電力并網方面面臨嚴峻挑戰
英國發電系統目前平均使用率是55%。英國的可再生能源目標雄心勃勃，包括大規模太陽能發電和風力發電的可再生能源發電量，將大量取代燃煤、燃氣發電量。但是從容量上來講，電力需求的高峰與太陽能大發時段可能不一致，風電的容量效益也不高，這就需要保留一些傳統發電方式來應對這種電力高需求時段的容量需求。
為了實現各個行業，包括交通和供熱領域低碳化，根據測算，至2030年基礎設備的使用率會從現在的55%左右下降到低于25%。這意味著資產要增加一倍，可是提供的能量其實是一樣的，這導致發電成本的大量增加。研究表明，如果2025年之后風電達到3000萬千瓦，將會有25%以上的“棄風”率，就是四分之一以上的風電可發電量沒有辦法被使用，這將是一個巨大的社會資源浪費，因為海上風電投資是非常昂貴的。如何在低碳化的同時提高能源設施及生產能力的利用率、降低成本，是向低碳轉型時遇到的重大挑戰。
2、使用靈活的技術可以扭轉固定資產使用率下降的趨勢
按照常規發展模式，固定資產利用率會大幅下降，這是英國政府不愿看到的。使用靈活性技術，包括需求側響應，儲能、靈活發電、智能網絡技術等，可以扭轉固定資產使用率下降的趨勢。現在安全供給是通過冗余資產實現的，代價是非常高的;取而代之，通過智能、智慧也能實現安全高效的供給。分析顯示，對英國來講，逆轉這樣的趨勢帶來的市場價值一年超過80億英鎊，商業價值巨大。
3、全系統模擬顯示，儲能技術可以減少可再生能源的系統整合成本，增加全社會價值
系統建模計算顯示，2015年英國只需要2吉瓦的儲能能力，可產生5億英鎊的社會價值，只是缺少商業模式而沒能落實;到2030年，英國為兌現脫碳的承諾需要15吉瓦儲能能力，它所創造的社會價值將是35億英鎊;而到2050年，英國可能需要25吉瓦儲能， 對應的社會價值將是150億英鎊。如果對于脫碳不感興趣的話，其實從技術和經濟角度來說，儲能根本沒有什么優勢，簡單采用燃煤、燃氣發電就行了;如果脫碳并兌現承諾，儲能將是一個核心技術。
4、儲能作為高效的靈活性技術，可以提供全方位服務，關鍵是價格如何體現能源買賣套利之外的服務
儲能能夠提供多種服務。一就是套利。第二個就是平衡服務，因為可再生能源不穩定，有了儲能就可以實現平衡。第三個就是調頻服務，在英國這方面需求也是不斷增長的。儲能也能滿足峰值需求，還有對網絡的支持。另外還有兩個方面，還沒有得到非常充分的強調，但是在英國有很多討論，圍繞低碳發電組合和儲能技術替代電網擴容，就是儲能實際上更多的是為了幫助實現碳減排的目標。
1)儲能能夠提供更多的選擇。在英國，主要考慮的就是可再生能源的不穩定性，及其對市場平衡的影響，套利加平衡，就會比僅套利的價值大很多。
2)調頻。英國是一個島國，有時風力、太陽能發電量比較大，但是此時系統并不需要這么多發電量，如果我們不能按秒的時間來實現電網平衡的話，就是非常大的一個問題。未來這個問題可能比現在更復雜，儲能所能夠帶來的價值到未來可能會增加至少10倍。當然，這需要有一個市場設計，需要有一個實時體現供求關系變化的電價定價體系，能夠反映出儲能在調頻方面的價值。
3)儲能技術替代電網擴容，參與電網規劃。如果在規劃設計電網的時候，能夠考慮到儲能作用的話，可能未來電網規劃設計方案就不一樣了。要把儲能和電網本身作用放在一個平等的、平衡的角度上考慮，就是在設計未來電網的時候，不能只考慮到傳統上我們認為電網是什么樣的作用，而是要考慮到把儲能放進去，電網能夠發揮什么樣的作用。通過不同方案的比較，考慮儲能在電網中發揮的作用，研究儲能對電網整體規劃的影響。
4)儲能在碳減排方面的作用。目前儲能在該方面的作用還沒有得到充分認識。英國的減排目標，是從目前每度電排放350-400克，到2050年的時候將每發一度電二氧化碳排放降低到25克左右。如何實現這個目標?要有一些低碳發電設施，比如核能、風電、光伏、二氧化碳捕捉等技術。如果用了儲能的話，實現同樣的減排目標，就不需要建那么多光伏和風電發電廠。一項研究發現，如果有了儲能技術，就可以少建10吉瓦核能發電能力，或少建15吉瓦海上風電發電能力，這是儲能所帶來價值的體現。儲能會幫助實現減排的目標，與此同時卻不需要建立那么多新的發電設施。在企業和投資人進行投資過程中，要意識到儲能的減排價值，這樣才能規劃設計合理的投資方案。實現英國低碳發展目標，還是持續的需要有核能的，沒有核能的話是無法實現減排目標的，但同時必須加大風電和太陽能發電的開發。但是這些可再生能源的波動比較大，就需要儲能技術實現靈活性調節。
5、儲能可以幫助應對未來發展的不確定性
關于未來能源市場，唯一確定性就是有大量不確定性。比如說在英國，大家對離岸風力很感興趣，但是不是100%的確定到底這個風力是多少，到底在什么地方?怎么去做這件事情?這些不確定性的情況，涉及到投資的方方面面，包括配電、輸電網絡，還有可能的棄風等。如果這些不確定性不能具體化分析，那么儲能技術就變成了一個解決方案。雖然說儲能是一個很貴的解決方案，但是儲能可以幫助應對不確定性。這是一個非常重要的問題，因為這是有價值的。不過現在監管框架并沒有認識到像儲能這樣智能技術的價值。比如說如果只看一下投資，從上世紀的角度來看，就不會選擇儲能;假如從未來看有很多不確定需要應對的情況下就要用到儲能。
6、影響儲能投資決策的因素
儲能有價差套利，平衡市場、光伏平衡、網絡支持、調頻、容量等多方面的價值，但總體來講儲能的價值要取決于到底有沒有相應的市場。假如說市場非常完善，儲能就可以部署，而且部署的非常好，通過各種各樣的收入方式，收入能夠最大化。僅考慮價差套利和所有價值都得到收益兩種情況對比，收益的差別將超過十倍。如果說市場好，整個儲能帶來的價值都可以獲得，儲能就能很好地發展。但是如果市場缺失，其中一些價值就無法獲得收益;比如像在英國的小公司，可能某些容量市場上面的價值，就沒有辦法得到，所有價值當中只有一小部分能夠轉化為收益，儲能的投資效益將成為一個問題。
從英國電力市場的演進來看，目前所有的設計主要是看能量市場，目前是能量市場主宰的。到2030年，主要通過太陽能、風能、核能等低碳方式發電，邊際成本接近于零，總體電量市場就會大幅減少。容量市場、系統服務市場等就會增加很多。一定要設計出適應未來低碳發展情景的電力市場結構，通過政策監管、市場設計等，推動儲能的發展。
北京國際能源專家俱樂部總裁陳新華博士對討論作了總結。他指出：
從四個國別報告看，全球儲能市場正在蓄勢待發，將出現井噴式發展：
1) 美國是州立層面的立法要求和儲能在電力系統各個環節所體現的價值驅動著儲能市場的發展。
2) 德國是能源轉型2.0的要求和儲能在調頻市場、居民用戶的平價上網還有政府的補貼在驅動。
3) 日本的驅動力則是政府規定儲能可以參與所有電力環節的競爭并且在2017年可以全面參與輔助市場建設，還有居民光伏的平價上網，以及政府對各個電力環節配置儲能裝備的要求和鼓勵。
4) 英國則是為了達到2030和2050的脫碳目標，儲能可以提髙可再生能源的并網率，提高電力系統的靈活性，通過避免損失來創造巨大的社會價值。目前英國市場和其他市場也一樣，儲能主要是在能量市場，容量市場、調頻市場和服務市場容量非常小。但到2030年，容量市場、調頻市場和服務市場規模就要比目前大十幾倍，儲能市場前景廣闊。
政府與監管層面的當務之急就是如何通過電力市場的設計來推動儲能發展，實現儲能價值。美國是通過州立層面的電力市場立法，讓儲能全面參與電力行業的各個環節，讓電力行業的各利益相關方在設計方案中也把儲能技術考慮在內。德國是通過聯邦層面進行能源轉型2.0計劃和對調頻市場的公開招標，還有對居民用戶儲能裝備的補貼來推動。日本則是通過電力體制改革，運行儲能全面參與電力行業的各個服務環節，并且通過鼓勵“負瓦特”和“虛擬電廠”等創新措施來推動。英國政府則是通過市場機制的設計，讓儲能在電力系統的低碳轉型中發揮作用，從而體現其社會價值。這些經驗對于正在進行的中國電力體制改革很有借鑒作用。
這些國外經驗表明，儲能產業發展最關鍵的要素是政府監管部門和電力行業充分認可儲能技術作為電力行業各個環節項目規劃的一個技術選項，并在項目設計過程中給予充分考慮。儲能發展初期需要政府的激勵政策，但最后還是需要依靠體現自身的價值得到發展。
中國儲能發展需要好的市場機制。可再生能源的快速發展，加上分布式能源系統及微電網的快速推進、能源價格機制改革、電力市場化改革及省級電力交易中心的設立等，也給儲能產業發展創造了機會。中國政府價格部門可參考國際經驗，改變儲能定價目前主要靠能源買賣套利的模式，使得儲能其他方面的價值也能夠充分發揮出來，實現相應收益。
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