随着近年来成本的快速下降，电化学储能逐渐逼近商业运营，各界对电力储能也日益关注。尽管国家陆续出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（以下简称《指导意见》）等政策文件推动储能发展，但相比美、英、德、日等国，我国现有的储能政策主要集中在宏观指导层面，定价机制和市场准入等关键问题尚未完全厘清，一定程度上影响了储能的持续投资和商业模式的形成。
定价机制
目前，我国电化学储能的价值主要通过用户侧电价管理、提供调频辅助服务、可再生能源消纳及输配电服务体现。
用户侧电价管理。目前国内绝大部分省市工商业用户已实施峰谷电价制，储能可通过“削峰填谷”帮助电力用户实现电价峰谷差套利，采用合理的储能配置和充放电策略还可进一步降低需量电费。未来随着第三产业用电比重不断提升，峰谷电价差或将进一步加大，为储能平抑负荷峰谷差营造更大应用空间。但目前国内用户侧储能面临价格政策风险，电价政策的不确定性对用户侧储能市场的影响已经显现，工业与居民的电价交叉补贴等问题也一定程度上干扰了用户侧储能的市场环境。
调频辅助服务。当前电储能参与辅助服务基本采用与火电打捆的方式，火电机组通过加装储能使其自动发电控制（AGC）调节性能大幅改善，进而获得调频市场/补偿收益，但储能设施作为独立主体提供辅助服务的项目尚未出现。虽然京津唐、山西等区域的辅助服务政策已经纳入了爬坡速度、调节精度等质量因素，但全国层面的辅助服务补偿机制设计仍相对滞后，定价机制的欠缺一定程度限制了储能在电力辅助服务领域的应用空间。
可再生能源消纳。随着可再生能源渗透率不断提升，电力系统灵活性资源的价值相应增加。储能不仅能促使可再生能源更有效的利用，减少弃风弃光，同时也可以平抑发电出力，提高电能质量，参与电网负荷平衡。但目前储能平准化成本相对可再生能源发电成本仍然偏高，储能单纯通过可再生能源消纳的经济性不足。
输配电服务。2017年以前我国储能市场以用户侧电价、参与电力辅助服务以及可再生能源消纳为主，但2018年电网侧储能市场快速扩大，全年新增投运（不包含规划、在建和正在调试的储能项目）的电网侧储能规模20.68万千瓦，占2018年全国新增投运规模的36%，规划/在建的电网侧储能总规模更是经超过1407.3兆瓦时。
除输配电储能外，目前国内各类储能项目商业模式基本采用类似于合同能源管理的模式，即发电厂、电力用户与储能设备与运营企业合作，发电厂和电力用户提供场地、储能接入以及储能参与市场的资格，由储能企业负责投资、设计、建设、运营、维护等工作，两方以预先商定的比例分享储能收益。
市场准入
在储能的市场准入方面，目前存在社会资本进入批发市场门槛和电网企业储能资产所有权两方面问题，其中，前者国内较为突出，后者属于国内外共性问题。
我国用户侧储能主要以社会资本投资为主，调频和可再生能源消纳主要采用与发电企业联合运行的方式。《指导意见》明确鼓励各类主体投资发电侧、电网侧、用户侧储能，但目前各地电储能参与调频、调峰等电力系统运行规则不一，且普遍存在门槛。例如：《华北电力调峰辅助服务市场运营规则》目前只包括火电机组，但《东北电力辅助服务市场运营规则》则包含电储能调峰。《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》明确储能可作为独 立主体直接参与调峰、调频辅助服务，但分别设定了1万千瓦和1.5万千瓦的最低容量要求。此外，社会资本投资的储能设施直接参与电网运行还存在包括主体资格认定、验收标准、电价政策等方面的问题。综上原因，目前，国内储能基本借由发电企业身份参与电力系统运行，几乎没有独立参与调频辅助服务的储能项目。
国内电网侧储能项目大多引入第三方主体 （电网系统内）作为项目投资方，负责项目整体建设和运营，储能系统集成商和电池厂商参与提供电池系统，电网企业提供场地并与第三方签订协议，协议明确定期付费标准或按收益分成方式付费。以江苏镇江东部项目为例，8个储能电站分别由国网山东电工电气集团有限公司、国网江苏综合能源服务有限公司和许继集团有限公司投资建设，以租赁形式供电网公司使用，5年之后电站资产将移交给国网江苏省电力有限公司，国网湖南综合能源服务公司投资的长沙储能电站更是采用了为期10年的核心设备租赁模式。
政策建议
针对上述问题，本文提出以下政策建议：
在定价机制层面，首先，要进一步完善辅助服务定价机制，充分纳入调节质量因素，并合理疏导辅助服务成本至用户侧；第二，要加快现货市场改革，尽快形成日前、日内价格曲线；第三，要积极探索用户侧灵活电价机制，逐步消除电价交叉补贴。
在市场准入层面，首先，应制定降低社会资本参与调频辅助服务市场门槛的具体措施；第二，兼顾公平和效率问题，研究制定不同时期电网企业储能投资运营监管及成本疏导办法；第三，公开调频、调峰、可再生能源发电弃电等电力系统经济运行信息，引导社会资本对储能项目的合理决策。
(作者系国家发展改革委能源研究所)
