盡管儲能技術在能源系統中極具應用價值，但各類儲能技術的市場化程度有較大差異。從當前全球發展態勢看，抽水蓄能和儲熱技術成熟度較高并已實現商業化運營；氫能、合成燃料、熱化學儲能等尚處于研發示范階段；而鉛蓄電池、鋰離子電池、液流電池、飛輪儲能、壓縮空氣、鈉硫電池等整體處于從技術示范到商業運營的過渡階段。目前抽水蓄能仍是全球儲能裝機的主體，但技術快速進步的電化學儲能已經成為市場關注的焦點。特別是近年來電動汽車產業的快速發展帶動鋰離子電池技術不斷成熟。根據彭博新能源財經（BNEF）的預測，到2024年全球鋰離子電池成本將達到640元/千瓦時，到2030年進一步降低至430元/千瓦時。

在國內，近年來鋰離子電池技術進步速度更是超過預期，到2020年上半年，國內磷酸鐵鋰電池電芯成本約400元/千瓦時，電池包成本約600元/千瓦時。換言之，目前國內鋰電池成本已達到BNEF預測的2024年全球水平。目前以鋰電池為代表的電儲能技術已成為我國商業化儲能項目的主體，市場占比達到98%。相比電力系統其他靈活性資源，電儲能產業協同效應強、技術進步空間大、環境資源約束小，是未來極具市場競爭力的電力系統短周期儲能技術，其在電力系統中的價值也更多體現在電力輔助服務層面。在國外，成熟電力市場環境下電儲能往往通過輔助服務（調頻、備用等）獲得收益；在國內，盡管電力市場建設處于過渡階段，市場化程度有限，但部分輔助服務市場機制仍可體現電儲能靈活參與系統服務的功能價值，參與輔助服務市場已成為電儲能應用主要收益來源。

01

電儲能參與輔助服務面臨的問題

雖然市場關注度與日俱增，但目前國內電力輔助服務市場還難以對電儲能等新型靈活性資源形成有效激勵，電儲能參與電力輔助服務面臨機制、成本、監管等方面問題。

定價機制

雖然江蘇、廣東、福建、甘肅、山西、華北、蒙西等地已明確儲能參與輔助服務的市場定位和按效果付費的基本原則，但就全國而言仍然缺少儲能參與輔助服務的并網管理規范，現有交易、調度平臺以及計量、結算體系也尚未與之充分匹配，且現行電價機制下，電儲能收益也存在較大不確定性。

調峰方面，南方電網對電力機構直接調度的儲能電站提供的調峰服務按0.5元/千瓦時給予補償；新疆對根據電力調度機構指令進入充電狀態的電儲能設施所充電的電量補償標準為0.55元/千瓦時；山西省對獨立儲能電站市場交易申報價格參考現貨市場火電機組深度調峰第四檔區間0.75～0.95元/千瓦時。若以鋰電池儲能電站0.5元/千瓦時的單次充放電成本，僅從調峰單價看電儲能參與部分地區調峰輔助服務已具備一定經濟性，但考慮到系統調峰需求存在明顯的季節性差異，電儲能實際能夠參與調峰的頻次取決于系統需求，較高的調用不確定性增大了儲能電站的投資風險。

調頻方面，山西、廣東等省于2018年進行了AGC輔助服務的競價市場改革，調頻收益直接取決于調頻執行效果（性能）和調頻的貢獻量（里程），但調頻收益的具體計算方式仍在不斷完善過程中，而具有較高調節質量的電儲能顯然對價格政策的變化較為敏感。此外，電儲能參與輔助服務仍存在一定技術門檻，如東北、新疆、福建、甘肅部分省區對于參與調峰交易的電儲能設施提出了10兆瓦/40兆瓦時的最小充電規模要求；華北第三方獨立主體調節容量不小于2.5兆瓦時、充放電功率不小于5兆瓦；江蘇充放電功率10兆瓦、2小時以上的儲能電站可以直接注冊調頻市場成員。綜合能源服務商匯集單站容量5兆瓦，總容量10兆瓦、2小時以上的可以注冊市場成員。與之相比，美國PJM市場準入門檻僅為0.1兆瓦，且將調頻服務分為響應較慢的傳統調頻（A）信號和快速響應的動態調頻（D）信號，調頻資源可以根據其調頻資源的性能和商業策略選擇響應不同類型的性能。隨著我國可再生能源滲透率的不斷提升，電力輔助服務需求也將相應增加，與之相匹配的高時空顆粒度電力現貨市場環境對電儲能而言也至關重要。

成本分攤

我國現行電力輔助服務補償機制本質上是發電企業電能量收益的二次分配。《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》明確“輔助服務是指并網發電廠所提供的輔助服務”，即輔助服務提供主體是并網發電機組。

盡管近年來部分地區的電力輔助服務市場建設過程中逐步將輔助服務主體從火電機組擴展至新能源發電機組、電力用戶、電儲能及獨立輔助服務提供商，但輔助服務費用的分攤仍在發電側，相關成本實際上還是由發電企業通過上網電價內部消化，其中提供輔助服務的傳統火電企業既出錢又出力，補貼退坡壓力下的新能源企業面對高額分攤費用捉襟見肘，現行輔助服務成本的疏導方式已不適應發展需要。特別是自2015年新一輪電改啟動后，上網電價逐步放開，發用電雙方協商形成的電價主要對電能量價格進行博弈，輔助服務成本已逐漸與上網電價剝離，輔助服務資金入不敷出的問題愈發明顯，難以對電儲能等新型靈活性資源形成有效激勵。

考慮到新能源發電規模不斷提升加大輔助服務需求，未來發電企業承擔輔助服務成本的壓力還將持續提升，將電力用戶納入分攤機制已是勢在必行。用戶側參與輔助服務成本分攤一方面可填補輔助服務資金不足的缺口，更多用戶側靈活性資源納入輔助服務市場也可增大靈活性資源供給，降低上游發電企業靈活性改造成本。

監管方式

《輸配電定價成本監審辦法》明確儲能設施不得納入輸配電價突出反映了當前儲能實現多元價值面臨的困境。作為具有自然壟斷特性的公共事業公司，電網企業往往被認為應聚焦輸配電主營業務，而非參與競爭性市場。電網企業投資和運行儲能資產可能破壞電力市場公平競爭環境。但也需要看到，作為快速成熟的電力系統靈活性調節技術，儲能對傳統輸配電設施的替代效應日益明顯，合理配置儲能設施可降低電網綜合投資成本，簡單地將儲能排除在電網投資選項外，并不利于降低電力系統綜合供電成本。

目前社會資本難以通過價格信號參與電網側儲能的投資和運行，電網企業在現階段作為電網側儲能價值發現者的作用難以替代。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價格監審傳導成本（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或延緩電網線路投資或體現安全應急價值，應允許電網企業自主投資或采購第三方儲能服務的資產和成本納入輸配電價核定體系；與此同時，應對輸配電線路的利用率進行考核，提高輸配電線路利用率的儲能，也理應得到相應的經濟補償。不論是電力系統調峰還是可再生能源消納，單一的能量型應用都難以補償電化學儲能的充放電成本，多元應用價值的疊加是相當一段時期內儲能實現商業化運行的必然選擇。

此外，在儲能充放電定價過程中應對儲能實際轉移電量與效率損失電量加以區分，對效率損失部分電量視為終端電力消費，對于儲能放電電量，若放電對象為一般電力用戶，則仍應視為終端電力消費，若放電對象為電網企業，則應減免相關稅收、基金及電價附加。

02

總結與建議

隨著可再生能源滲透率的提升和電儲能成本的下降，電儲能參與輔助服務市場的競爭力正在不斷增強，而現行電力輔助服務機制在定價機制、成本分攤以及監管方式層面已無法適應市場的需要。因此，有必要完善電力輔助服務政策設計，以更好地反映靈活性資源的技術特質。

在定價機制層面，應加快電力現貨市場建設，給予各類靈活性資源種類更豐富的市場參與方式和更穩定的價格信號。在成本分攤層面，應分期分批逐步將輔助服務費用分攤擴展至用戶側，近中期參與市場化交易的用戶應合理承擔輔助服務費用，未來競爭性市場下過渡至全部用戶承擔，并通過輸配電價、目錄電價或分時電價等進行傳導，形成“誰受益即誰付費”的市場基本邏輯。在監管層面，應改變基于資產屬性的“一刀切”，轉而采取基于功能定位的更為靈活的監管方式，同時鼓勵第三方儲能服務等商業模式創新，幫助靈活性資源在電力市場中實現多元應用價值。

本文刊載于《中國電力企業管理》2020年08期，作者劉堅供職于國家發改委能源研究所，王思供職于中關村儲能產業技術聯盟