注：电力需求侧管理与需求响应的关系：需求响应技术实现了电力需求侧管理由传统行政调控向经济与行政相结合调控过渡，是调配电力负荷最为有效的手段，可以通过经济激励、价格补偿的方式来实现尖峰时段和紧急事态下的用电负荷削减。(引自：智能电网“需求响应技术助电力供需平衡”)
表1：我国近期出台辅助服务政策列表
表2：我国近期出台需求侧管理(需求响应)政策列表
3.2政策将逐步支持储能在电力辅助服务市场发挥有效的应用价值
2016年6月份能源局发布的《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》(以下简称《通知》)是把储能发展和电改结合起来的一个重要文件，文中提到，“储能作为独立主体，充电功率应在10 兆瓦及以上、持续充电时间应在4 小时及以上，即可参与辅助服务市场交易”，还指出“促进用户侧电储能设施参与调峰调频辅助服务。用户侧储能放电电量即可自用，也可视为分布式电源就近向电力用户出售。”此政策在电力辅助服务市场中首次确认了多类型、多主体储能电站的参与身份以及“按效果付费”的价格机制，并且提出了电储能设施充放电价格机制以及参与门槛，既对储能系统提出了要求和约束，也为其实现经济运行创造了条件[4]。
为了发挥储能价值，保障其经济性，《通知》提出，“国家能源局区域监管局将根据“按效果补偿原则”尽快调整调峰调频辅助服务计量公式，提高服务补偿力度。”目前，东北、福建、甘肃、新疆、山西、南方区域等省和地区都出台辅助服务市场相关文件，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施参与调峰调频辅助服务，有些省和地区还规定了付费方法。2018年1月《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》发布，指出，“为根据电力调度指令进入充电状态的储能电站，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行0.05万元/兆瓦时的补偿。”
储能系统参与调频最早出现在美国PJM市场，储能的性能优势、“按效果付费”政策支持以及自由竞价的市场模式促成了储能在PJM调频市场的快速增长，目前的市场容量已经达到265MW。能源局在2017年11月发布了《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》，确立在2019年-2020年，配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设;鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组，开展辅助服务市场建设。这意味着未来的辅助服务交易将逐渐实现市场化运作。
一系列政策在从确认储能参与辅助服务身份、制定体现储能优势的价格机制、到逐步建立完善公平竞争的市场机制，都为储能服务于电力辅助服务、实现价值和商业化发展奠定了基础。在政策推动下，储能在我国辅助服务市场的应用比例已经从2015年的2%提升到2017年的9%;从CNESA收集的储能厂商项目规划看，2018年-2019年期间，我国还将部署100MW-200MW调频储能系统。
3.3电力需求侧管理(需求响应)政策支持用户侧储能实现多重应用价值
上文提到，工商业用户安装的储能系统目前只能靠峰谷电价差获利，利润单一且不稳定，很多业主单位希望储能系统能够通过参与电力辅助服务、需求响应来增加收益。近期发布的辅助服务政策中多次提到鼓励用户侧的储能系统参与辅助服务交易，这给用户侧储能系统一个实现价值叠加的机会。例如在《山西省可再生能源参与调峰辅助服务市场实施细则》就提出，“山西省可再生能源调峰辅助服务市场建立初期，需求侧响应调峰与售电企业移峰调峰是指具有蓄能设施、主要在低谷时段用电、可在负荷侧为电网提供调峰辅助服务的用电负荷项目与售电企业业务。”
2017年9月，六部委联合发布《电力需求侧管理办法(修订版)》为储能在需求侧管理(需求响应)的应用增加了新的内涵。文件中指出，“通过深化推进电力需求侧管理，积极发展储能和电能替代等关键技术。鼓励电力用户采用电蓄热、电蓄冷、储能等成熟的电能替代技术。”储能已经被定义为通过参与需求响应，在电力需求侧管理中实现重要作用的资源。
2015年，中关村储能产业技术联盟作为负荷集成商，全程参与了北京市需求响应试点工作，负荷集成商与政府按响应提前通知时间(24小时、4小时、30分钟)签订协议，奖励标准分三档，分别为80、100、120元/千瓦，利用储(蓄)能方式参与响应的累计响应量占整个公建楼宇总响应量的61%;试点表明拥有储能系统的用户参与需求响应具备明显优势，适用度较高，响应时间更加灵活，企业既无需改变生产工艺，也不用调整生产时段就可获得补偿。2018年春节期间，南都电源公司在无锡新加坡智能配电网的储能电站也参与了江苏省电力需求响应，在用电低谷期累计填谷9万千万。
目前我国储能参与需求响应仍处于发展前期，储能的实际价值还难以得到合理体现，这与响应基准线的核算方法及响应启动方式关系紧密，而这些因素的完善还需要大量示范和研究工作，特别是市场规则要与技术应用价值相匹配。随着政策和电力市场对需求侧管理的重视和推动，用户侧储能系统有了更多参与需求响应的机会，价格补偿机制不断完善，储能系统的应用也将增值。
4、总结
随着我国能源结构调整和能源转型工作的推进、电力体制改革的深化、可再生能能源的大规模利用、能源互联网和新能源汽车产业的发展，储能技术将迎来广阔的发展空间。但作为新兴技术，储能在商业化道路上，仍面临技术性能有待提高、建设成本较高、应用和赢利模式不清晰等多种挑战，需要国家政策度支持。《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》的发布，确立了储能的发展方向和重点任务，明确了储能的发展要与电改相结合。
在政策的支持和引导下，储能应用进入新的阶段。随着电力系统的市场化发展，一系列电改配套政策的出台为储能获取更多市场收益提供了可能。但储能在电力系统的应用毕竟是一种新的模式，必然要经过探索、尝试、甚至于失败再调整的与市场深度磨合的过程。储能参与辅助服务、需求响应的技术效果在前期都得到了验证，但实现商业价值、保证盈利仍需时日，也需要企业和行业组织细致的研读政策，根据储能的技术特性和成本情况定位目标市场，搭建标准体系，在市场服务中不断优化储能系统功能、降低成本、建设服务团队;在市场磨合中也要与政府职能部门保持紧密沟通，为政策的进一步细化和修订提供信息和建议。
参考文献：
[1] 《储能产业技术白皮书2018》，中关村储能产业技术联盟
[2] 刘畅，徐玉杰，张静，胡珊，岳芬，丁捷，陈海生. 储能经济性研究进展[J]. 储能科学与技术，2017，6(5)：1084-1093
[3] 《关于促进储能技术与产业应用发展的指导意见》政策解读：清华大学胡泽春浅谈储能对推进电力转型的作用，2017-10-16
[4] 刘冰，张静，李岱欣，宁娜.储能在发电侧调峰调频服务中的应用现状和前景分析[A]. 储能科学与技术，2016，5(6)：22095-4239
