隨著近年來成本的快速下降，電化學儲能逐漸逼近商業(yè)運營，各界對電力儲能也日益關注。盡管國家陸續(xù)出臺《關于促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》（以下簡稱《指導意見》）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層面，定價機制和市場準入等關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，我國電化學儲能的價值主要通過用戶側電價管理、提供調(diào)頻輔助服務、可再生能源消納及輸配電服務體現(xiàn)。

用戶側電價管理。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，峰谷電價差或將進一步加大，為儲能平抑負荷峰谷差營造更大應用空間。但目前國內(nèi)用戶側儲能面臨價格政策風險，電價政策的不確定性對用戶側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儲能的市場環(huán)境。

調(diào)頻輔助服務。當前電儲能參與輔助服務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，但儲能設施作為獨立主體提供輔助服務的項目尚未出現(xiàn)。雖然京津唐、山西等區(qū)域的輔助服務政策已經(jīng)納入了爬坡速度、調(diào)節(jié)精度等質量因素，但全國層面的輔助服務補償機制設計仍相對滯后，定價機制的欠缺一定程度限制了儲能在電力輔助服務領域的應用空間。

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。2017年以前我國儲能市場以用戶側電價、參與電力輔助服務以及可再生能源消納為主，但2018年電網(wǎng)側儲能市場快速擴大，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、設計、建設、運營、維護等工作，兩方以預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б庖姟访鞔_鼓勵各類主體投資發(fā)電側、電網(wǎng)側、用戶側儲能，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《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則》則包含電儲能調(diào)峰?！蛾P于鼓勵電儲能參與山西省調(diào)峰調(diào)頻輔助服務有關事項的通知》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，但分別設定了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)頻輔助服務的儲能項目。

國內(nèi)電網(wǎng)側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)湖南綜合能源服務公司投資的長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定價機制，充分納入調(diào)節(jié)質量因素，并合理疏導輔助服務成本至用戶側；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，應制定降低社會資本參與調(diào)頻輔助服務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，引導社會資本對儲能項目的合理決策。