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(zhǔn)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(zhǔn)入兩方面展開分析，最后再提出相應(yīng)的政策建議。

1儲能政策現(xiàn)狀

當(dāng)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(wù)兩類。發(fā)展規(guī)劃以《關(guān)于促進(jìn)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》）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(biāo)。

電力輔助服務(wù)類政策以《關(guān)于促進(jìn)電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務(wù)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(wù)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(wù)補償（市場）機制工作方案》和地方層面的《電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則》等政策文件也紛紛明確鼓勵輔助服務(wù)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(wù)市場的文件，明確提出電儲能可以參與輔助服務(wù)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(dǎo)層面，且以支持技術(shù)研發(fā)和示范項目的建設(shè)為主。《關(guān)于促進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》雖然提出了兩階段發(fā)展目標(biāo)，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(zhǔn)化成本、能量轉(zhuǎn)換效率等）的趨勢判斷或目標(biāo)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(yīng)用場景缺乏市場前景判斷。近年來調(diào)頻輔助服務(wù)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(wù)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(jìn)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(dǎo)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(wù)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(jìn)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(dá)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(fēng)險、提高電能質(zhì)量、參與需求側(cè)響應(yīng)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(jìn)一步拉大空間，為儲能平抑負(fù)荷峰谷差營造更大應(yīng)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(yīng)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(fēng)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(wù)

目前我國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，其自動發(fā)電控制（AGC）調(diào)節(jié)性能大幅改善，進(jìn)而在調(diào)頻市場獲得更多經(jīng)濟(jì)收益。目前各地執(zhí)行的輔助服務(wù)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(xì)則》和《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實施細(xì)則》（“兩個細(xì)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(wù)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(wù)的項目尚未出現(xiàn)。隨著各地輔助服務(wù)市場建設(shè)工作相繼啟動，儲能參與調(diào)頻輔助服務(wù)的空間將進(jìn)一步擴(kuò)大。

雖然通過“兩個細(xì)則”初步形成了電力批發(fā)側(cè)準(zhǔn)市場，但當(dāng)前我國儲能參與電力輔助服務(wù)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(wù)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(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。

（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(jìn)一步提高了儲能在可再生能源并網(wǎng)領(lǐng)域的應(yīng)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(jì)性水平也將相應(yīng)提升。

但目前儲能平準(zhǔn)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(jì)性不足，國內(nèi)單純服務(wù)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(wù)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(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(kuò)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(jìn)一步提升優(yōu)質(zhì)服務(wù)水平的意見》提出大力開拓儲能業(yè)務(wù)，電網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)展有了進(jìn)一步的方向性指導(dǎo)，預(yù)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(fù)責(zé)投資、設(shè)計、建設(shè)、運營、維護(hù)等工作，兩方以預(yù)先商定的比例分享儲能收益。

3市場準(zhǔn)入

在儲能的市場準(zhǔn)入方面，目前存在社會資本進(jìn)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(wù)

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?！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。

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(rèn)定、驗收標(biāo)準(zhǔn)、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(wù)和輸配電服務(wù)的儲能項目。

（二） 輸配電服務(wù)

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。

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(fù)責(zé)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(jìn)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(zhǔn)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(yīng)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(biāo)提出分階段發(fā)展目標(biāo)或進(jìn)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(dǎo)市場有序投入；第三，評估儲能補貼政策必要性，可針對當(dāng)前儲能在典型應(yīng)用場景的經(jīng)濟(jì)性水平，分析儲能補貼必要性，結(jié)合儲能成本下降目標(biāo)，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(wù)以及參與電力市場交易定價中的角色；第二，要進(jìn)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(yīng)結(jié)合電力系統(tǒng)靈活性需求，研究新型輔助服務(wù)交易產(chǎn)品；第五，應(yīng)盡可能減少終端電價政策干預(yù)。

在市場準(zhǔn)入層面，建議研究降低社會資本參與調(diào)頻輔助服務(wù)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(jì)運行信息，引導(dǎo)社會資本對儲能項目的合理決策。

備注：
1.中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟