2019年前9個月，我國電化學儲能新增裝機180MW，同比增速僅17%，相比去年超過1倍的增幅，落差巨大，其中，政策調整對市場的影響不言而喻。5月，國家發展改革委明確本輪價格監審儲能成本不計入輸配電價；11月，國家電網也提出不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設。在當前國內電力市場尚未成熟的背景下，電網企業是電網側儲能應用重要的價值發現者和受益者，電網側儲能也是2018年儲能行業最重要的新興應用市場，監管政策的收緊無疑縮減了儲能市場需求。與此同時，工商業電價下調、調頻市場趨于飽和等因素也降低了社會資本投資儲能的收益水平。當前，提升儲能經濟性是推動行業發展的當務之急，而實現儲能多重應用是提升其經濟性的根本途徑，這就需要在體制機制層面做出一系列政策調整，本文就此提出三點建議。

一、明確儲能第四類電力資產屬性

儲能本質上提供的是一種能量轉移服務，而非一般發用電資源。若將儲能納入發用電資源管理，電網企業作為獨立于競爭性市場的網絡運營商自然無法將儲能納入業務范圍，也就犧牲了儲能在輸配電領域的應用價值。將儲能定位為發用電資源也將產生一系列定價問題，例如支付超額過網費。儲能的充放電在絕大多數情況下有助于緩解而非加重線路阻塞，其充放電定價機制理應與傳統發用電資源區別對待。又如，目前國內輔助服務費用主要由發電方承擔，未來或傳導至用戶側，納入發用電資源的儲能勢必分攤相關費用。但對電力系統整體而言，儲能并不產生發用電需求，要求其承擔與發用電主體相同的輔助服務成本存在爭議。同理，儲能充放電定價中的各類政府性基金和電價附加也存在類似問題。因此，有必要在發電、輸配電、用電之外，明確儲能第四類電力資產屬性，便于后續政策設計更好反映儲能服務的特質。

二、基于具體功能監管儲能投資運營

監管政策設計的焦點應放在如何實現儲能的多重價值，而非討論是否允許儲能實現多重價值。當前儲能的多重應用存在監管層面的障礙，因此有必要在政策上做出調整。儲能監管的復雜之處在于其應用場景繁多、應用功能多樣，且貫穿于發電、輸配電、用電各環節，部分應用的價值可從市場中得以體現（如調峰、調頻），而部分應用功能短期內還需通過政府定價買單（如輸配電服務）。因此，應基于儲能在不同時間、不同地點所提供的特定服務對其進行管理，而非在資產屬性層面實行“一刀切”。如若安裝儲能有助于降低電網線路投資成本，就可允許將其納入輸配電投資組合；與此同時，納入輸配電價的儲能若在非輸配電服務時段提供了其他類型的功能，也理應得到相應市場的經濟補償。

三、引入第三方儲能服務實現價值疊加

第三方儲能服務是解決輸配電儲能（同一動作）獲得重復補償和不公平競爭的有效方案。電網企業可通過招標方式向，第三方采購功能經過明確定義且技術中性的輸配電服務，而第三方可采用包括儲能在內的不同技術方案實現相應的輸配電功能。該模式下，某特定儲能設施即可提供輸配電服務，也可在閑暇時段參與競爭性市場，一方面提升了儲能利用效率，一方面也最大程度抑制了電網企業通過儲能參與市場套利的動機。雖然當前第三方主體參與輔助服務面臨較高市場準入門檻，且第三方儲能參與市場的具體報價方式和調度規則也有待完善，但國內部分地區正也正在積極開展相關探索，如華北能監局的試點方案就鼓勵分布式及發電側儲能裝置等第三方獨立主體參與調峰輔助服務市場，并要求儲能將充放電時間、頻次、速率等納入報價1；江蘇省也正在嘗試將獨立儲能電站納入調頻輔助服務市場，并將其出清價格與火電機組市場成交價相關聯2。體現儲能多重應用是實現儲能商業化運營的根本途徑，而與多重應用相匹配的市場身份是儲能實現多重應用的前提。上述政策推動了儲能在市場中獨立身份的確認，并在具體規則層面開展了政策探索。

展望“十四五”，獨立儲能提供調頻輔助服務同時面臨市場準入和市場競爭力的不確定性；可再生能源發電補貼的退出將降低其配置儲能的經濟性；用戶側儲能仍將受安全、土地、融資等非技術因素的限制。但不斷下降的成本和可再生能源的發展將持續推動儲能市場需求，而通過政策調整打通儲能多重應用將加速儲能商業化進程。

1.華北能監局.《第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場試點方案（征求意見稿）》.2019.11.

2.江蘇能源監管辦.《江蘇電力輔助服務(調頻)市場交易規則（征求意見稿）》.2019.12.25.