北极星智能电网在线讯:摘要：我国储能产业正处于从示范应用向商业化发展的过渡期。虽然技术成熟度不断提高、系统成本不断下降，但储能的经济性不足以及缺乏市场机制仍然是制约其发展的重要瓶颈，产业的发展亟需国家政策的支持。随着我国电力体制改革的深入、储能政策的发布，政策支持对储能发展已经初见成效。储能参与电力辅助服务和用户侧储能参与电力需求响应将实现储能系统的价值叠加，为其可赢利的商业化发展奠定基础。
引言
2016年之后，我国储能产业的发展已经处于示范应用向商业化发展的过渡阶段，多类储能技术成本大幅下降，在可再生能源并网、辅助服务、电网侧和用户侧共有近300个(100KW以上)应用项目，其中辅助服务和工商业用户储能电站已具备一定经济性，但仍不足以支撑其可持续的商业化运行，产业发展的主要问题集中在需要有效的市场机制和价格策略来实现其多重应用的商业价值上。
我国电力市场化改革的推进无疑给储能应用开启了一个巨大的潜力市场，我国现行政策对储能的支持应更多体现在为储能在电力市场的应用制定市场准入机制、价格(补偿)机制以及应用标准和规范等方面。随着电改及其配套政策的逐步落实，五部委《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》的发布，储能的发展与电力辅助服务和用户侧需求响应等相关政策已经有益的结合起来。本文将对各类政策对储能在电力调频辅助服务和需求响应的应用支持进行重点分析探讨。
1、储能进入快速发展期，政策支持至关重要
1.1储能产业发展迅速，辅助服务和用户侧应用具备商业化基础
进入十三五，储能技术，特别是电化学储能技术的发展进入快行道，储能产业从示范应用向商业化发展过渡。据中关村储能产业技术联盟(以下简称CNESA)项目库数据，2000-2017年中国电化学储能的累计投运规模近390MW，占全球投运规模的13%，年增长率为45%。在2016-2017年期间，我国规划和在建的电化学项目规模近1.6GW，占全球规划和在建规模的34%，中国有望在未来几年引领全球产业发展[1]。
目前，储能在我国的电力市场主要有四个应用领域：可再生能源并网、辅助服务、电网侧和用户侧。根据CNESA项目库数据，截止到2017年底，我国电化学储能在可再生能源并网、辅助服务、电网侧和用户侧的安装比例分别为29%、9%、3%和59%;与2015年相同领域的安装比例相比，辅助服务提升了7个百分点，用户侧的比例提升了3个百分点。目前这两个领域也是储能应用最具赢利潜力，有望率先实现商业化的领域。
图1：中国电化学储能应用领域划分
1.2储能应用的经济性仍不理想，产业发展需要国家政策支持
虽然储能发展迅猛，社会认知度不断提升，作为推动我国能源结构调整的重要支撑技术，它的发展也受到政府和电力企业的高度重视。但储能在集中式可再生能源并网和电网侧应用的商业模式仍不清晰，还属于示范应用;在辅助服务市场和用户侧的应用虽然有一定的经济性，但仍分别存在应用市场狭小与投资回收期较长的问题，究其原因，主要是发挥储能优势的市场没有完全被挖掘出来，市场机制没有形成，储能的应用价值无法得到合理补偿[2]。因此在现阶段，储能产业的发展仍需要政策的大力支持。
2013年由储能系统运营商睿能世纪首创的“储能系统捆绑火电机组”参与电力调频辅助服务的应用投运，在华北电网“两个细则”的支持下，储能系统(2MW的锂离子储能系统)预计在5年内可以收回投资成本，是当时最具商业性、投资回收期最短的储能应用模式。储能系统在应用中充分发挥快速响应的优势，极大地提高了火电机组参与ACE辅助服务的能力，Kp值最高可达到4.8(正常机组2.0左右)，日补偿费用提高，达到了改善机组考核性能指标和收益的目的。此类应用中，储能之所以具备赢利性，与“两个细则”中存在与美国联邦监管委员会(FERC)755法案(Order 755)中的“按效果付费”(Pay for Performance)的相似性有关。但目前按照“两个细则”付费的调频辅助服务市场仅集中在京津唐和山西地区，市场空间有限，如果“两个细则”推广到全国，至少可以释放出近35GW的调频市场容量(按照中国电机工程协会数据，2017年我国发电装机为17.7亿千瓦，设定调频需求为2%，市场容量为3500万千瓦)。另外，与国外竞价的电力市场相比，我国也缺乏储能被直接调用提供调频服务的模式和价格。
储能系统在用户侧的应用也具备一定的经济价值。工商业用户安装储能系统，在峰谷电价差较大的地区，可以为其节省电量电费;在容量电费的核定规则比较灵活的地区，也可以为用户节省容量电费。多家锂离子电池和铅蓄电池厂家已经开展了此类项目。由于江苏省是峰谷电价差较高，且可以灵活核定容量电费的试点地区，储能用户侧项目落地在江苏的比较多，在峰谷电价差不低于0.75元/度电的前提下，项目的静态投资回收期一般在7-9年。这些项目普遍采用合同能源管理形式，储能业主单位和用户单位签订合同，按年节省的电费进行分成。靠峰谷电价差套利是目前项目唯一的赢利来源，峰谷电价差额的不确定性和赢利模式的单一性给项目投资方带来不小的压力和风险。投资方非常希望未来可以通过参与提供电力辅助服务、需求响应等多种电力服务，发挥更多的储能应用价值，提升项目的经济性。
2、《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台，确立储能发展任务
2.1《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台前的政策情况
从2014年开始，多项与储能发展相关的政策文件逐渐进入到我们的视线，主要分为三大类，能源规划能源装备类，包括《能源发展战略行动计划(2014-2020)》、《能源发展十三五规划》等、电力体制改革和电力市场规划类，包括2015年初发布的《新一轮电力体制改革》及其配套文件、以及第三类包含促进大规模可再生能源消纳利用、能源互联网和电动汽车推广发展的多种政策。文件中都把发展和利用储能作为重要工作内容，政策的发布都为提高储能的认知度，确立储能发展的重要性做出了贡献。
图2：我国主要储能相关政策一览表
2.2《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》明确了储能发展要与电改相结合
2017年10月11日，《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》(以下简称《指导意见》)正式发布。指导意见是我国直接针对大规模储能技术及应用发展的首个指导性政策。在产业发展的关键时期，《指导意见》为我国储能产业从短期到中长期的发展确立了方向，明确了产业近十年的发展目标。指导意见确立了储能发展五大领域、十七项重点任务，也从政策法规、示范应用、补偿机制、社会投资等方面为任务落地实施制定了保障措施。[3]
《指导意见》指出，“储能在电力调频领域、在工商业用户侧应用中，已经具备了初步赢利的可能”，文件同时也强调，要“以市场化手段解决问题，为储能参与电力系统运行建立长效的市场机制。”因此对于大多数的储能应用类型来讲，确立储能身份是第一步，后续一定要通过制定合理的价格(补偿)机制来体现储能在应用中应有的价值。要加强电改与储能发展市场机制的协同对接，结合电力市场建设研究形成储能应用的价格机制，推动储能在市场化的运营的中不断自我完善、自我提升，保证产业发展的竞争力和活力。
3、政策铺路，助力储能在电力辅助服务和需求响应领域实现价值
3.1近期辅助服务和电力需求侧管理(需求响应)领域政策梳理
结合新一轮电力体制改革以及配套文件的发布，辅助服务和电力需求侧管理(需求响应)领域出台的一系列政策都为储能参与电力系统的服务提供依据和支持。这些政策对于提升储能在辅助服务和用户侧应用的经济性有较大的作用，政策制定与市场发展形成了良性的互动。下边两个表对相关政策进行了梳理和总结。
