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。
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。
