2017年10月11日，國家發改委、財政部、科技部、工信部、能源局聯合發布《關于促進儲能產業與技術發展的指導意見》。指導意見是我國大規模儲能技術及應用發展的首個指導性政策。

指導意見的編制工作自2016年初啟動，歷時近兩年，由中關村儲能產業技術聯盟協同國家能源局科技司及中國科學院工程熱物理所、物理所、中國電科院、清華大學等科研單位負責相關研究工作和政策編寫工作。是中國第一個儲能產業政策文件，對中國儲能產業發展具有里程碑意義。

本文重點從儲能對提升電力系統靈活性和穩定性角度，針對指導意見將對電網側儲能應用產生的重大意義進行分析和解讀。

基于對“我國儲能技術總體上已經初步具備了產業化的基礎”的判斷，《指導意見》明確提出了下一階段的發展目標，即“實現儲能由研發示范向商業化初期過度”，并且明確了第三條重點任務“推進儲能提升電力系統靈活性穩定性應用示范”。

電力系統的靈活性和穩定性是支撐可再生能源消納和可持續發展的關鍵基礎，采用儲能技術則可以快速有效地提高電力系統的靈活性和穩定性。為了推進儲能的應用示范，指導意見從三個方面對該重點任務做了說明：

第一，支持儲能系統直接接入電網。

目前國外開展的大容量儲能項目多數都是通過變電站直接接入電網的，《指導意見》為什么要提出“直接接入電網”呢？我個人的理解是，儲能系統接入電網的地點和方式大體上可以分為電源側、電網側和用戶側，不同的接入方式一般就意味著儲能接入容量、建設規范、驗收標準、運行模式不一樣。

目前我國在用戶側和電源側建設儲能項目碰到的問題相對較少，但儲能系統直接接入電網并實現商業化運營當前還存在一些障礙，包括主體資格認定、驗收標準、電價政策等等，主要原因之一是我國的電力法中還沒有針對儲能技術的主體認定內容，按照慣例，無法對儲能技術做出“電源”或“用戶”的分類。

作為對照，美國聯邦能源監管委員會（FERC）早在2007年就推出了《防止輸電服務中不正當的歧視和偏向性》（890法案），其中把儲能技術歸類為“非傳統發電電源”，明確要求區域電力市場允許“非傳統發電電源”提供輔助服務。此次《指導意見》中明確“支持儲能系統直接接入電網”，并指出要研究儲能并網容量、運行控制、涉網保護、安全防護等技術內容，相信對促進儲能技術的大規模商用會有很積極的意義。

第二，建立健全儲能參與輔助服務市場機制。

從電力輔助服務獲得收益，是當前儲能技術主要的商業化運行模式之一。在美國、英國、德國等國家，都有比較成熟的電力市場，配套的電力輔助服務市場也比較清晰透明，客觀上有利于各類企業主體參與大規模儲能系統項目的研發、投資、建設和運行。我國目前各地執行的輔助服務政策是由國家能源局及其派出機構制定，并且主要是針對傳統發電機組。在京津唐、山西等區域執行的政策已經較好地體現了“按效果付費”的精神，對推動儲能技術參與輔助服務提供了良好的政策環境。

2013年以來睿能世紀的幾個儲能商業化項目都得益于此。但是，現階段的輔助服務收入主要來源于發電企業之間的分攤，并沒有將輔助服務的成本有效地傳導出來，因此我國的電力輔助服務定價機制對儲能實現商業價值還存在不確定性?！吨笇б庖姟防锩婷鞔_提出要進一步建立“誰受益誰付費”的市場機制，這將是形成輔助服務市場長期良性發展局面的關鍵。

第三，探索建立儲能容量電費和儲能參與容量市場的規則機制。

除了上述兩方面的內容以外，為儲能設立容量電費是決定儲能系統能否在電網中實現良性快速發展的核心機制。當前提高我國電網的靈活性除了要增加調頻能力以外，更迫切的是提高電網的調峰能力，尤其是進入冬季以后北方地區電網普遍出現電網調峰能力不足，導致嚴重的棄風棄光現象。相對于傳統的抽水蓄能和燃機發電，儲能技術正在逐步表現出顛覆性的能力：

成本方面，以4小時容量的儲能系統為基準，2007年，大規模鋰電池儲能系統的成本大約是每千瓦時8000~10000元；到2017年，該成本已經下降到每千瓦時1800~2000元。預計未來3年左右，鋰電池儲能系統的成本預計將降低到每千瓦時1500~1700元。據了解，包括液流電池、壓縮空氣等其他儲能企業也都把每千瓦時1500~2000元作為研發的目標成本。

性能方面，鋰電池系統的充放電能量效率能夠達到約90%，系統使用壽命已經能夠超過10年，未來有望達到15年以上；其他的儲能技術也能實現60%~85%的能量效率，系統使用壽命能達到10~30年不等。

相對于燃機調峰，儲能技術一方面不消耗化石能源（如果忽略能量損耗的話）、沒有“三廢”排放，另一方面能夠提供兩倍裝機容量的調節范圍（1MW的儲能系統能夠提供2MW的調節范圍）；大部分電化學儲能技術部署非常靈活、占地面積小、建設周期短。如果儲能技術能獲得類似于抽水蓄能和燃機的容量電費政策，相信未來幾年我國儲能調峰市場將會呈現巨大的發展。