中國儲能網(wǎng)訊:儲能是現(xiàn)代能源系統(tǒng)的重要環(huán)節(jié)，是智能電網(wǎng)的關(guān)鍵支撐技術(shù)之一?？稍偕茉窗l(fā)電的大規(guī)模開發(fā)及高比例并網(wǎng)對電力系統(tǒng)的靈活調(diào)節(jié)能力提出了更高要求，從而催生了儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。儲能系統(tǒng)可廣泛應(yīng)用于電力系統(tǒng)的發(fā)、輸、配、用各個環(huán)節(jié)，可以提高電網(wǎng)運行安全性、可靠性及靈活性，被各方認為具有廣闊的發(fā)展機遇和應(yīng)用前景。近年來國內(nèi)外儲能項目數(shù)量逐年上升，成本不斷下降。僅我國規(guī)劃、在建和已投運的儲能項目就超過百項。然而目前我國儲能項目發(fā)展還面臨著許多挑戰(zhàn)，一方面儲能技術(shù)成熟度還有待進一步提升，另一方面是缺乏盈利模式。我國對儲能發(fā)展尚未出臺體系化的價格標準和財稅等支持政策，而且中國正處于電力市場化改革初級階段，電價形成機制還較為固化，儲能技術(shù)的增值還遲遲沒有看到。
北京國際能源專家俱樂部在其成立8周年之際，聯(lián)手亞洲開發(fā)銀行和中關(guān)村儲能聯(lián)盟，于2016年12月10日在京成功舉辦了《儲能定價：方法與機制》國際研討會。會議匯聚了國內(nèi)外電力市場與儲能市場化方面的權(quán)威專家，學習交流了世界主要國家儲能技術(shù)投資的政策、環(huán)境以及所形成的商業(yè)模式，探討了中國電力市場化改革下儲能定價政策與形成機制。
北京國際能源專家俱樂部名譽理事會副主席周大地、亞洲開發(fā)銀行能源領(lǐng)域技術(shù)總顧問翟永平先生、中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟理事長俞振華先生先后致辭。會議邀請到來自美國、德國、英國、日本等國家的國際專家，和來自國家發(fā)改委價格司、國家能源局節(jié)能與科技裝備司、國家電網(wǎng)、國家氣候變化中心、國家發(fā)改委能源所、中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟及其企業(yè)單位、中國能源網(wǎng)等相關(guān)政府部門、行業(yè)協(xié)會、企業(yè)與學術(shù)界的150余位國內(nèi)專家出席了本次會議。
會議分上、下午兩個議題。上午議題是學習“儲能定價的國際經(jīng)驗”，加州儲能聯(lián)盟創(chuàng)始人兼首席執(zhí)行官JaniceLin女士、德國貿(mào)易與投資署智能電網(wǎng)與儲能事業(yè)部高級經(jīng)理HeikoStaubitz先生、日本可再生能源與智能電網(wǎng)海外協(xié)力會聯(lián)合主席酒井直樹（NaokiSakai）先生和英國倫敦帝國理工大學能源系統(tǒng)學教授GoranStrbac博士分別介紹了美、德、日、英各國的儲能定價實踐與經(jīng)驗。（總結(jié)報告另發(fā)）。
下午會議的議題是“中國儲能定價機制探討”。會議分為主旨演講與“儲能產(chǎn)業(yè)對國家儲能定價機制的期待”兩大環(huán)節(jié)。
本報告就下午議題“中國儲能定價機制探討”做一總結(jié)。
（一）中國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展“十三五”思考
中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟秘書長張靜女士回顧了“十二五”期間我國儲能技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀以及特點，并提出了對儲能產(chǎn)業(yè)“十三五”發(fā)展的三點思考，主要觀點總結(jié)如下。
（1）當前主流的儲能技術(shù)主要包括四大類，新的前沿技術(shù)不斷涌現(xiàn)。先進大容量電儲能技術(shù)，特指在電力系統(tǒng)中，容量在千瓦級以上，綜合性能比較優(yōu)越的技術(shù)。具體分四類，包括物理儲能、化學儲能、電磁儲能以及其他類。物理儲能主要包括抽蓄、壓縮空氣、飛輪儲能等；化學儲能是這幾年發(fā)展最快的，也是大家最關(guān)注的，主要包括鉛蓄電池，鋰離子電池、液流電池、鈉硫電池等；電磁儲能包括超級電容、超導(dǎo)儲能等，其他類的包括燃料電池、金屬空氣電池等。此外，很多技術(shù)還在不斷完善和創(chuàng)新過程當中，稱為前沿技術(shù)，基本分兩大類，一類是在傳統(tǒng)技術(shù)上做的一些改良或者優(yōu)化，比如鋰硫電池，液化空氣儲能；另一類是新型的技術(shù)體系設(shè)計開發(fā)，如鋰空氣電池、鋁離子電池等。
（2）儲能在電力系統(tǒng)應(yīng)用類型主要是五大領(lǐng)域十七種類型，未來呈擴大趨勢。五大領(lǐng)域分別是發(fā)電、輔助服務(wù)、輸配電、可再生能源以及用戶領(lǐng)域，十七種應(yīng)用類型分別是輔助動態(tài)運行、取代或延緩新建機組、調(diào)頻、電壓支持、調(diào)峰、備用容量、無功支持、緩解線路阻塞、延緩輸配電網(wǎng)升級、備用電源、可再生能源平滑輸出/削峰填谷、爬坡率控制、用戶分時電價管理、容量費用管理、電能質(zhì)量、緊急備用、需求側(cè)管理等。
最近一兩年時間，隨著能源互聯(lián)網(wǎng)的提出和推廣，儲能應(yīng)用逐步突破了五大領(lǐng)域向外延展。安裝在各個領(lǐng)域的儲能都可以作為一個存儲單元，參與到電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)中去，例如數(shù)據(jù)中心、通信基站、電動汽車或者電動汽車充電站、軌道交通能量回收系統(tǒng)等，他們一方面有存儲功能，另一方面都是可以跟整個電力系統(tǒng)作為一個整體看待。所以現(xiàn)在整體應(yīng)用是在不斷擴大。
（3）國外的儲能政策環(huán)境相對完善，我國仍在不斷摸索和建立過程中。根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟自2012年以來對國內(nèi)外儲能相關(guān)政策的收集梳理，和儲能直接、間接相關(guān)的政策主要是八大類，包括可再生能源上網(wǎng)電價、峰谷電價、儲能技術(shù)研發(fā)支持政策、儲能的發(fā)展規(guī)劃、配備儲能的分布式發(fā)電激勵政策、儲能系統(tǒng)安裝的稅收減免以及儲能電價支持等。美國的儲能政策體系較為完善，且連續(xù)性較強。我國處在逐步建立政策體系過程中，有一些積累，但還有工作需要完善。
（4）從目前儲能市場容量來看，抽蓄仍占絕對優(yōu)勢，但電化學儲能市場份額在快速增加，發(fā)展前景良好。無論全球市場還是中國市場，抽水蓄能市場份額都占絕對優(yōu)勢，分別占全球市場和中國市場的98%和99.5%。但近年來，電化學儲能市場份額增長迅速。其中，從全球市場來看，排名前三位的電化學儲能分別是鋰離子電池、鈉硫電池和鉛蓄電池，分別占53%、29%和9%；從中國市場來看，排名前三位的電化學儲能分別是鋰離子電池、鉛蓄電池和液流電池，分別占57%、28%和10%。
（5）“十二五”期間，儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展呈現(xiàn)三大特點。一是儲能技術(shù)“百花齊放、協(xié)同共存”，儲能成本呈持續(xù)快速降低的態(tài)勢。目前，鋰離子電池、鉛蓄電池、液流電池、超級電容等先進儲能技術(shù)在不同應(yīng)用領(lǐng)域各有優(yōu)勢。在分布式發(fā)電及微網(wǎng)領(lǐng)域，鋰離子電池和鉛蓄電池齊頭并進，裝機分別占49%和44%；在可再生能源并網(wǎng)領(lǐng)域，鋰離子電池和液流電池分別占57%和35%；在調(diào)頻輔助服務(wù)和電力輸配領(lǐng)域，鋰離子電池獨占鰲頭，裝機分別占100%和97%。成本方面，與2013年相比，2015年鋰離子電池、全釩液流電池、鉛炭電池和超臨界壓縮空氣儲能等技術(shù)成本差距顯著縮小。預(yù)計到2020年，大部分儲能技術(shù)成本降低至1000-1500元/千瓦時。隨著未來技術(shù)成本下降，新技術(shù)、新材料不斷研發(fā)，有可能出現(xiàn)新的技術(shù)替代。二是示范應(yīng)用逐步向商業(yè)示范轉(zhuǎn)化，儲能應(yīng)用領(lǐng)域逐步清晰。“十二五”期間，儲能示范應(yīng)用可分為兩個階段。2011-2013年，示范項目主要目的是進行技術(shù)和應(yīng)用效果驗證，缺乏經(jīng)濟性考量；2013-2015年，示范應(yīng)用開始探索商業(yè)模式、驗證投資回收期，逐步向商業(yè)化示范轉(zhuǎn)化。與此同時，儲能應(yīng)用領(lǐng)域逐步清晰，主要應(yīng)用領(lǐng)域除上述提到的發(fā)電、輔助服務(wù)、輸配電、可再生能源以及用戶側(cè)之外，電動汽車以及能源互聯(lián)網(wǎng)的整合應(yīng)用是目前值得重視的新興領(lǐng)域。三是儲能產(chǎn)業(yè)涌現(xiàn)多種應(yīng)用模式，探索大規(guī)模商業(yè)化發(fā)展途徑。2015年，我國電化學儲能裝機總量為141.1MW，2010年僅為2.4MW。在裝機快速增長的同時，儲能產(chǎn)業(yè)鏈不斷完善，廠商投資積極性提高。儲能產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)三種主流商業(yè)應(yīng)用模式，各模式下存在多個贏利點。一是大型風光電站配置儲能，主要盈利點是減少棄風，保障風電質(zhì)量，跟蹤計劃出力、避免風電場被考核的風險等。二是儲能用于輔助服務(wù)，通過提高機組輔助服務(wù)能力，從而獲得補償費用。三是用戶側(cè)配置儲能，主要盈利點包括通過峰谷電價差套利和提高光伏電源發(fā)電收益等。
（6）面向“十三五”，對儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展有三大思考。一是儲能產(chǎn)業(yè)關(guān)注度提高，定位逐步清晰，快速發(fā)展成為必然。最近國家出臺的多項能源規(guī)劃政策，包括“十三五”規(guī)劃綱要、《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020年）》、《能源技術(shù)革命創(chuàng)新行動計劃（2016-2030年）》等，都將儲能作為未來重點研究和發(fā)展領(lǐng)域之一。與此同時，近期開展的可再生能源就近消納試點、電力輔助服務(wù)試點和售電側(cè)改革試點中，儲能都扮演非常重要的角色。2016年6月國家能源局下發(fā)《關(guān)于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務(wù)補償（市場）機制試點工作的通知》，提出各?。▍^(qū)、市）選取不超過5個電儲能設(shè)施參與電力調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)試點；鼓勵發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)各類企業(yè)參與；提出按效果補償原則。未來售電側(cè)改革，很多產(chǎn)業(yè)園區(qū)將來可能會成為售電主體，這也帶動一輪用戶側(cè)儲能應(yīng)用的熱潮。二是經(jīng)濟性成為未來儲能市場健康持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵。經(jīng)儲能聯(lián)盟統(tǒng)計，我國已規(guī)劃的儲能項目裝機達1.2GW，對比目前141.4MW的裝機容量，可見未來發(fā)展提速態(tài)勢十分明顯。雖然儲能在不同應(yīng)用模式下的盈利點逐步清晰，但無論是風光電站配置儲能、儲能提供輔助服務(wù)、用電側(cè)配置儲能，儲能的投資回報期都比較長。例如，輔助服務(wù)的投資回報期是5年左右，而用戶側(cè)可能達7-8年。為使未來儲能市場健康有序發(fā)展，在降低技術(shù)成本的同時，提高儲能運營的經(jīng)濟性是關(guān)鍵。積極開發(fā)儲能的潛在應(yīng)用價值，儲能產(chǎn)生的社會效益不容忽視。三是儲能政策的出臺將是推動產(chǎn)業(yè)健康有序發(fā)展的重要引擎。在相應(yīng)的市場機制缺乏的情況下，儲能的一些潛在價值，例如用戶側(cè)儲能作為備用電源的價值，無法體現(xiàn)為收益，從而造成儲能的投資回報期并不理想。近期國家出臺的調(diào)頻調(diào)峰輔助服務(wù)政策，已經(jīng)給予儲能項目一定的準入權(quán)利，但運營機制有待進一步細化。從現(xiàn)有政策來看，要進一步挖掘儲能項目的更多收益，還有很長的路要走。建議首先制定產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)性政策，包括儲能的標準體系、市場規(guī)范以及區(qū)域性試點示范項目相關(guān)政策等；進一步地，建立儲能參與市場的準入機制以及定價機制，包括尖峰電價、峰谷電價等；并探討在定價機制不到位的階段，給予一定補貼的必要性和可行性，推動儲能市場健康持續(xù)發(fā)展。
（二）大連儲能電價形成機制研究
國家發(fā)改委市場與價格研究所原所長劉樹杰做了《大連儲能電價形成機制研究》的報告。以大連儲能電站項目為案例，劉所長介紹了儲能電價形成機制，提出了設(shè)計儲能電站上網(wǎng)電價形成機制的基本原則，并從近期和遠期分別提出了儲能電價形成機制的政策建議。
主要觀點如下：
（1）大連儲能電站主要用于移峰填谷以及提供備用、電壓支撐等輔助服務(wù)。大連儲能電站的產(chǎn)品特性主要包括兩大類，一是能量效用，包括頂峰和填谷；二是輔助服務(wù)效用，包括備用、黑啟動和電壓支撐。
（2）大連儲能電站成本比較高。一是單位造價高，目前高于常規(guī)抽水蓄能電站；二是固定成本高，按15年運營期，滿足內(nèi)部收益率7%計算，每千瓦時的固定成本約為1.86元；三是與儲蓄電站面臨同樣的問題，即電站的變動成本取決于儲能時的購電價格。
（3）理想情況下，儲能電站的收入主要包括高價發(fā)電收入、需求側(cè)響應(yīng)收入、備用等輔助服務(wù)收入以及地板價購電等四個來源。理想層面是兩個含義，一個是技術(shù)成熟了，第二個就是建立了成熟的現(xiàn)代意義的電力市場。在這樣一個成熟的或者理想的條件下，儲能電站的收入應(yīng)當包括四個來源，第一個來源是高峰時段的能量收入。其又包括兩塊，一塊是在高峰時段賣高價格；另一塊是基于儲能的可調(diào)性以及雙邊交易模式市場中的平衡機制，取得平衡市場的收入，這也是能量收入的一部分。第二個來源是需求側(cè)響應(yīng)收入。在一個競爭性的批發(fā)市場中，儲能電站在一定條件下可以做一個負發(fā)電機，在平衡市場的時候，如果需要減負荷，儲能可以提供該服務(wù)，并獲得這部分收入。第三個來源是備用、黑起動、電壓支持等輔助服務(wù)。第四個來源是地板價購電。這是儲能盈利的一個重要支點，即在系統(tǒng)電價最低的時候買電。在遼寧等高比例可再生能源接入地區(qū)，由于大量熱電聯(lián)產(chǎn)機組壓負荷困難，低谷時段調(diào)峰問題十分突出。在競爭性市場中，風電出力較大、供熱機組調(diào)峰困難的谷段電價應(yīng)該是非常便宜的，可以是零電價，甚至負電價。如果儲能此時充電，就會有非常重要的收入來源。但是目前在我國管制電價的情況下，我國價格體系中沒有發(fā)電側(cè)分時電價，無法反映儲能在以上低谷時段的價值。
（4）對于大連儲能電站，現(xiàn)行體制條件下宜實施“電量電價+容量電價”的電價結(jié)構(gòu)，市場化電力體制下可施行“電量電價+政府授權(quán)輔助服務(wù)合同價格”的電價結(jié)構(gòu)?，F(xiàn)行體制條件下，電量電價應(yīng)體現(xiàn)儲能電站的“電量效用”，可以暫執(zhí)行實行煤電標桿價格標準。購電價格招標決定，或“直接交易”決定。容量電價反映儲能電站“系統(tǒng)效用”和對實驗項目的支持。容量電價應(yīng)基于投資成本核定，容量電費暫由遼寧省電網(wǎng)公司支付，通過終端用戶統(tǒng)一加價的方式，由所有用戶共同承擔。具體的容量電價標準，還應(yīng)綜合考慮電量電價、充電電價的實際水平對項目收支平衡的整體影響。市場化電力體制下，儲能電價結(jié)構(gòu)為“電量電價+政府授權(quán)輔助服務(wù)合同價格”。將政府定價改為政府授權(quán)合同，以使政府的支持政策為競爭型電力市場的規(guī)則所包容。政府授權(quán)系統(tǒng)運營商與電池儲能企業(yè)簽訂長期合同，電池儲能企業(yè)來自于市場競爭的收入少于企業(yè)合理收入需求的部分，由授權(quán)系統(tǒng)運營商以“輔助服務(wù)固定費用”的名目，定期向電池儲能企業(yè)支付。系統(tǒng)運營商的此項費用支出，仍計入系統(tǒng)輔助服務(wù)的總成本，通過“調(diào)度費”或“系統(tǒng)管理費”的途徑，按電量分攤給所有的電力用戶。
（三）儲能產(chǎn)業(yè)對國家儲能定價機制的期待
圓桌討論環(huán)節(jié)由國網(wǎng)能源研究院副院長蔣莉萍女士主持，中國電力科學研究院教授級高工來小康先生、原國網(wǎng)遼寧電力公司總工程師王芝茗先生、中關(guān)村儲能聯(lián)盟理事長俞振華先生、中國能源網(wǎng)首席信息管韓曉平、南都電源能源互聯(lián)網(wǎng)公司總經(jīng)理王大為先生、大連融科儲能技術(shù)發(fā)展有限公司副總工程師劉宗浩先生、索英電氣董事長王仕城先生、沃太能源董事長袁宏亮先生等來自電網(wǎng)公司、儲能產(chǎn)業(yè)、科研院所的多名專家積極建言獻策。
與會專家圍繞儲能如何定價開展了深入討論，并提出了一些建議。主要觀點總結(jié)如下。
1)大規(guī)?？稍偕茉床⒕W(wǎng)為電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行帶來挑戰(zhàn)，對系統(tǒng)運行靈活性提出更高要求，儲能是實現(xiàn)未來高比例可再生能源并網(wǎng)的重要支撐技術(shù)。一方面，風光的波動性與不確定性問題使得電力系統(tǒng)凈負荷峰谷特性發(fā)生較大變化，系統(tǒng)靈活性資源匱乏的問題凸顯，亟需在傳統(tǒng)調(diào)頻、調(diào)峰手段之外增強系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力。目前在局部地區(qū)由于調(diào)峰資源等缺失，已經(jīng)面臨嚴重的棄風、棄光問題，造成大量投資浪費。另一方面，大量分布式可再生能源接入配電網(wǎng)，引起配電網(wǎng)潮流雙向流動，部分時段甚至超出了傳統(tǒng)配電網(wǎng)的設(shè)計范圍，亟需加強配電網(wǎng)電壓和潮流控制的調(diào)節(jié)措施。展望“十三五”，風電、光伏仍將進一步快速發(fā)展，如何促進高比例可再生能源高效消納是我國電力系統(tǒng)乃至能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型面臨的一個重要問題。與會專家一致認為，儲能技術(shù)響應(yīng)速度快、調(diào)節(jié)范圍廣、配置靈活、可實現(xiàn)能量的時間遷移等特點，是實現(xiàn)未來高比例可再生能源發(fā)展的重要支撐技術(shù)。例如，相比于發(fā)電機，儲能可以發(fā)出負功率，類似負荷，必要時刻可以有效緩解系統(tǒng)調(diào)峰壓力；相比于負荷，儲能能夠發(fā)電，類似電源，必要時刻可以為電網(wǎng)電壓和頻率穩(wěn)定等提供支撐。
2)新一輪電力市場建設(shè)為儲能通過電力市場發(fā)現(xiàn)價格提供了基礎(chǔ)條件，也為儲能的應(yīng)用提供了廣闊空間。自2014年10月在深圳啟動了輸配電價改革試點以來，輸配電價改革由點及面，逐步擴大，除2015年的6個省級電網(wǎng)試點之外，今年年底還將完成12個省級電網(wǎng)和1個區(qū)域電網(wǎng)的輸配電價核定。同時，電力市場化交易也在加速推進。新一輪市場化改革為儲能通過電力市場發(fā)現(xiàn)價格提供了基礎(chǔ)條件。此外，隨著我國售電以及增量配網(wǎng)市場放開，未來儲能在智能建筑、電動汽車充電服務(wù)、先進制造業(yè)基地建設(shè)、新農(nóng)村建設(shè)、精準扶貧等領(lǐng)域的技術(shù)和商業(yè)模式創(chuàng)新有很大空間，通過“互聯(lián)網(wǎng)+智慧能源”，有望實現(xiàn)儲能成本在更大應(yīng)用領(lǐng)域和范圍的分攤，推動儲能快速發(fā)展。例如，與會專家提出，可以進一步從用戶服務(wù)創(chuàng)新與用戶體驗提升的角度思考儲能的商業(yè)前景，找到可持續(xù)的贏利點。
3)傳統(tǒng)的電力定價模式已經(jīng)不再適應(yīng)，迫切需要新的機制來體現(xiàn)儲能技術(shù)多功能作用所帶來的價值。在沒有儲能的情況下，我國的電力定價體系已經(jīng)十分復(fù)雜。與會專家認為，考慮儲能本身技術(shù)種類和技術(shù)路線繁多，不同儲能技術(shù)之間成本以及不同儲能技術(shù)效果的差異非常大，單獨為每一種不同儲能技術(shù)定價很難實現(xiàn)。
4)最佳的方式在于認可儲能技術(shù)在現(xiàn)代電力系統(tǒng)中的作用，給儲能設(shè)施全面參與電力市場的準入許可，使其在不同的應(yīng)用場景中與其他技術(shù)手段進行競爭，在競爭中發(fā)現(xiàn)價值，并建立可持續(xù)的盈利模式。公平競爭的平臺有利于找到最高效的解決方案，實現(xiàn)資源的優(yōu)化配置。以美國為例，美國部分州的市場規(guī)則允許滿足一定容量需求的快速儲能參與調(diào)頻等市場品種，既滿足了電網(wǎng)需求，也增加了儲能收益。又如，美國加州光伏發(fā)展較快，隨著光伏規(guī)模的增加，未來將面臨典型的“鴨形”曲線問題，電網(wǎng)調(diào)峰將十分困難，對系統(tǒng)資源的爬坡能力提出很高要求。目前加州正在市場中嘗試加入靈活性產(chǎn)品，激勵包括儲能在內(nèi)的各類資源提高爬坡、快速啟動等能力。由于我國大部分地區(qū)并沒有給予儲能在相關(guān)領(lǐng)域服務(wù)的獨立準入地位，不僅難以實現(xiàn)資源優(yōu)化配置，在一定程度上阻礙了儲能在電網(wǎng)中充分獲益。與會專家認為，未來電力市場建設(shè)以及儲能試點示范機制設(shè)計中，應(yīng)當給予儲能系統(tǒng)參與市場競爭的合理市場地位，促進儲能在不同的應(yīng)用場景中與其他技術(shù)手段競爭，在競爭中發(fā)現(xiàn)價值，并實現(xiàn)盈利。
5)大環(huán)境的營造是支持儲能發(fā)展的最重要方面。現(xiàn)階段，在營造儲能發(fā)展環(huán)境方面，可以采取以下措施：
a.適當擴大峰谷電價用戶范圍，為儲能在用戶側(cè)的發(fā)展營造良好的環(huán)境。安裝于用戶側(cè)，通過電量轉(zhuǎn)移和用戶側(cè)峰谷價差實現(xiàn)套利是我國儲能應(yīng)用的主要商業(yè)模式之一。根據(jù)部分與會業(yè)內(nèi)專家的測算，當用戶側(cè)峰谷價差達到每千瓦時0.75元以上時，儲能才具有獲利的可能。成熟的市場環(huán)境下，用戶側(cè)峰谷價差是根據(jù)市場供需情況自然形成的。我國目前的用戶側(cè)電價價格隨供需變化的靈活性還不夠，尚處于政府定價階段。考慮儲能技術(shù)的應(yīng)用，可以考慮擴大執(zhí)行峰谷電價的用戶范圍，并進一步完善用戶側(cè)峰谷電價的定價機制。
b.完善兩部制電價，體現(xiàn)儲能電站的電量效益和系統(tǒng)效益。電量電價應(yīng)體現(xiàn)儲能電站的“電量效用”，可以參照發(fā)電側(cè)煤電標桿價格。隨著市場化的推進，購電價格可以招標決定，或“直接交易”決定。容量電價應(yīng)反映儲能電站“系統(tǒng)效用”。
c.允許儲能設(shè)施參與正在建設(shè)中的電力市場。例如，允許儲能參與輔助服務(wù)市場。目前東北試點的調(diào)峰輔助服務(wù)市場，已經(jīng)允許電儲能參與。未來，還需要充分考慮新能源并網(wǎng)、能源轉(zhuǎn)型等對靈活性資源需求，在市場架構(gòu)、市場規(guī)則設(shè)計等方面進一步細化，并界定相關(guān)服務(wù)的受益方，促使儲能能夠在各類細分市場中找到自己的價值和盈利點。
6)產(chǎn)業(yè)起步階段，可以考慮給予儲能技術(shù)一定的補貼、稅收減免等政策扶持，但需要注意防范政策制定過程中可能引發(fā)的風險。從國際經(jīng)驗來看，在儲能產(chǎn)業(yè)培育初期有必要給予一定的政策扶持。在支持性政策方面，與會專家提出了適當給予中央與地方財政補貼、對容量利用小時數(shù)高和負荷峰谷差小的用戶適當減免基本電費、給予稅收減免、加大需求側(cè)響應(yīng)補貼并確保補貼能夠落實到儲能設(shè)施投資運營商手中等措施建議。與會專家同時指出，對儲能的產(chǎn)業(yè)支持政策要吸取我國過去在風電、光伏以及電動汽車等領(lǐng)域產(chǎn)業(yè)政策的教訓(xùn)和經(jīng)驗，注意防范政策制定過程中可能引發(fā)的風險。一是要避免過度補貼，應(yīng)同步加快產(chǎn)業(yè)技術(shù)標準、檢測認證、市場準入、安全管理、電池回收等配套監(jiān)管體系建設(shè)，避免出現(xiàn)以賺取政府補貼為導(dǎo)向的低水平發(fā)展局面，規(guī)避出現(xiàn)“騙補”的道德風險；二是政府的補貼機制設(shè)計要遵循技術(shù)中立原則，政府補貼不宜直接針對具體儲能技術(shù)路線，并應(yīng)給予與儲能有類似效果的其他靈活性調(diào)節(jié)手段同等政策待遇；三是補貼和稅收支持機制要堅持有序退坡原則，應(yīng)合理確定儲能有關(guān)支持政策的退坡與退出路線圖，為企業(yè)投資運營提供穩(wěn)定預(yù)期，激勵企業(yè)通過持續(xù)創(chuàng)新降本增效，同時將政府財政支出控制在合理范圍內(nèi)；四是補貼機制要強化效果導(dǎo)向，從以往風電、光伏以及電動汽車等產(chǎn)業(yè)發(fā)展經(jīng)驗來看，基于投資規(guī)模的財政補貼政策效果往往不佳，建議采取以實際儲放電量與功率為基準的儲能補貼機制，鼓勵企業(yè)持續(xù)提升實際運營績效，盡快具備脫離補貼獨立發(fā)展的能力。
北京國際能源專家俱樂部總裁陳新華博士最后作發(fā)言總結(jié)。主要觀點如下：
1)落實國家對儲能發(fā)展的高度重視，迫切需要制定切實的政策措施。我國在各類規(guī)劃中都將儲能的發(fā)展放在重要的位置，但是目前尚缺乏明確的政策措施。第一，從國際上來看，美國、日本、德國等國家的儲能政策環(huán)境相對完善，而我國還有較大差距。第二，我國已經(jīng)有了較大規(guī)模的儲能規(guī)劃，但是還沒有清晰的商業(yè)模式和贏利點，大規(guī)模建設(shè)很可能造成極大的浪費。比如2015年底儲能規(guī)模只有141兆瓦，現(xiàn)在規(guī)劃要建的是1200兆瓦。但是目前我國儲能的商業(yè)模式還不清晰，贏利點還不確定。第三，目前儲能主要依靠用戶側(cè)峰谷價差，通過電量套利獲得收益，在電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻、輔助服務(wù)乃至全社會效益等方面的價值還沒有體現(xiàn)，亟需彌補這些空白，更加全面的反映儲能價值。
2)高比例可再生能源接入和電力體制改革將創(chuàng)造對儲能技術(shù)的巨大需求。應(yīng)用需求是一項技術(shù)發(fā)展的原動力，要通過政府監(jiān)管政策或者通過市場的發(fā)展來創(chuàng)造儲能的應(yīng)用需求。例如德國的能源轉(zhuǎn)型為德國儲能發(fā)展創(chuàng)造了很好的需求。我國也有需求，比如我國目前已經(jīng)有了較大規(guī)模的可再生能源裝機，“十三五”期間可再生能源仍將大規(guī)模發(fā)展。解決好棄風棄光、降低全社會成本是我國可再生能源發(fā)展面臨的重要問題，也是儲能可以發(fā)揮作用的領(lǐng)域。同時，售電側(cè)放開、增量配電放開等，也為儲能提供了良好的發(fā)展機遇。
3)合理的定價機制，無論是政府定價還是市場定價，是推動儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵要素。對于儲能電價，不僅要考慮儲能提供的電量等價值，還要考慮儲能提供的容量、輔助服務(wù)等價值。要通過合理的機制，發(fā)現(xiàn)儲能價格。要么通過政府定價，要么通過市場定價，通過適當?shù)姆绞胶瓦m當?shù)纳虡I(yè)模式，通過競爭發(fā)現(xiàn)價格。
4)發(fā)現(xiàn)儲能設(shè)施市場價值的最佳方式是允許其在不同的場景下與其他技術(shù)進行競爭，為此，允許儲能技術(shù)全面參與電力市場各個環(huán)節(jié)尤為重要。首先需要給予儲能準入地位。比如在調(diào)峰方面，應(yīng)當允許社會提供更好的包括儲能在內(nèi)的解決方案。其次，建立公平的競爭環(huán)境，允許其在不同的場景下與其他技術(shù)進行競爭，促進儲能產(chǎn)業(yè)在市場中發(fā)現(xiàn)價格?，F(xiàn)在正在推進的電力體制改革試點、市場化交易、需求側(cè)響應(yīng)、工業(yè)園區(qū)、微電網(wǎng)、互聯(lián)網(wǎng)+、區(qū)塊鏈，應(yīng)當允許儲能參與，發(fā)現(xiàn)儲能的市場價值。
5)儲能技術(shù)發(fā)展初期需要適當?shù)姆龀?，但單純的補貼政策不可持續(xù)，應(yīng)設(shè)計真正有利于儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的綜合政策措施。完全靠補貼的機制，行不通，并且也不可持續(xù)。初期可以給予一定的補貼，但是如何補貼、在哪里試點等需要謹慎設(shè)計。政府很難單獨給某一種儲能技術(shù)提供補貼。長遠來看，政府更需要在監(jiān)管政策、市場規(guī)則設(shè)計、公平市場環(huán)境營造方面發(fā)揮更多作用，促進儲能產(chǎn)業(yè)在競爭中找到可持續(xù)的盈利方式，實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。
