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儲能是現代能源系統的重要環節，是智能電網的關鍵支撐技術之一。可再生能源發電的大規模開發及高比例并網對電力系統的靈活調節能力提出了更高要求，從而催生了儲能產業的發展。儲能系統可廣泛應用于電力系統的發、輸、配、用各個環節，可以提高電網運行安全性、可靠性及靈活性，被各方認為具有廣闊的發展機遇和應用前景。近年來國內外儲能項目數量逐年上升，成本不斷下降。僅我國規劃、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展還面臨著許多挑戰，一方面儲能技術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，聯手亞洲開發銀行和中關村儲能聯盟，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。會議匯聚了國內外電力市場與儲能市場化方面的權威專家，學習交流了世界主要國家儲能技術投資的政策、環境以及所形成的商業模式，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、亞洲開發銀行能源領域技術總顧問翟永平先生、中關村儲能產業聯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，和來自國家發改委價格司、國家能源局節能與科技裝備司、國家電網、國家氣候變化中心、國家發改委能源所、中關村儲能產業聯盟及其企業單位、中國能源網等相關政府部門、行業協會、企業與學術界的150余位國內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“儲能定價的國際經驗”，加州儲能聯盟創始人兼首席執行官JaniceLin女士、德國貿易與投資署智能電網與儲能事業部高級經理HeikoStaubitz先生、日本可再生能源與智能電網海外協力會聯合主席酒井直樹（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驗。（總結報告另發）。
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“儲能產業對國家儲能定價機制的期待”兩大環節。
本報告就下午議題“中國儲能定價機制探討”做一總結。
（一）中國儲能產業發展“十三五”思考
中關村儲能產業聯盟秘書長張靜女士回顧了“十二五”期間我國儲能技術發展現狀以及特點，并提出了對儲能產業“十三五”發展的三點思考，主要觀點總結如下。
（1）當前主流的儲能技術主要包括四大類，新的前沿技術不斷涌現。先進大容量電儲能技術，特指在電力系統中，容量在千瓦級以上，綜合性能比較優越的技術。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展最快的，也是大家最關注的，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，很多技術還在不斷完善和創新過程當中，稱為前沿技術，基本分兩大類，一類是在傳統技術上做的一些改良或者優化，比如鋰硫電池，液化空氣儲能；另一類是新型的技術體系設計開發，如鋰空氣電池、鋁離子電池等。
（2）儲能在電力系統應用類型主要是五大領域十七種類型，未來呈擴大趨勢。五大領域分別是發電、輔助服務、輸配電、可再生能源以及用戶領域，十七種應用類型分別是輔助動態運行、取代或延緩新建機組、調頻、電壓支持、調峰、備用容量、無功支持、緩解線路阻塞、延緩輸配電網升級、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、電能質量、緊急備用、需求側管理等。
最近一兩年時間，隨著能源互聯網的提出和推廣，儲能應用逐步突破了五大領域向外延展。安裝在各個領域的儲能都可以作為一個存儲單元，參與到電力系統的調節中去，例如數據中心、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作為一個整體看待。所以現在整體應用是在不斷擴大。
（3）國外的儲能政策環境相對完善，我國仍在不斷摸索和建立過程中。根據中關村儲能產業聯盟自2012年以來對國內外儲能相關政策的收集梳理，和儲能直接、間接相關的政策主要是八大類，包括可再生能源上網電價、峰谷電價、儲能技術研發支持政策、儲能的發展規劃、配備儲能的分布式發電激勵政策、儲能系統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，抽蓄仍占絕對優勢，但電化學儲能市場份額在快速增加，發展前景良好。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，儲能產業發展呈現三大特點。一是儲能技術“百花齊放、協同共存”，儲能成本呈持續快速降低的態勢。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在不同應用領域各有優勢。在分布式發電及微網領域，鋰離子電池和鉛蓄電池齊頭并進，裝機分別占49%和44%；在可再生能源并網領域，鋰離子電池和液流電池分別占57%和35%；在調頻輔助服務和電力輸配領域，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成本差距顯著縮小。預計到2020年，大部分儲能技術成本降低至1000-1500元/千瓦時。隨著未來技術成本下降，新技術、新材料不斷研發，有可能出現新的技術替代。二是示范應用逐步向商業示范轉化，儲能應用領域逐步清晰。“十二五”期間，儲能示范應用可分為兩個階段。2011-2013年，示范項目主要目的是進行技術和應用效果驗證，缺乏經濟性考量；2013-2015年，示范應用開始探索商業模式、驗證投資回收期，逐步向商業化示范轉化。與此同時，儲能應用領域逐步清晰，主要應用領域除上述提到的發電、輔助服務、輸配電、可再生能源以及用戶側之外，電動汽車以及能源互聯網的整合應用是目前值得重視的新興領域。三是儲能產業涌現多種應用模式，探索大規模商業化發展途徑。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，儲能產業鏈不斷完善，廠商投資積極性提高。儲能產業呈現三種主流商業應用模式，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，通過提高機組輔助服務能力，從而獲得補償費用。三是用戶側配置儲能，主要盈利點包括通過峰谷電價差套利和提高光伏電源發電收益等。
（6）面向“十三五”，對儲能產業發展有三大思考。一是儲能產業關注度提高，定位逐步清晰，快速發展成為必然。最近國家出臺的多項能源規劃政策，包括“十三五”規劃綱要、《能源發展戰略行動計劃（2014-2020年）》、《能源技術革命創新行動計劃（2016-2030年）》等，都將儲能作為未來重點研究和發展領域之一。與此同時，近期開展的可再生能源就近消納試點、電力輔助服務試點和售電側改革試點中，儲能都扮演非常重要的角色。2016年6月國家能源局下發《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》，提出各省（區、市）選取不超過5個電儲能設施參與電力調峰調頻輔助服務試點；鼓勵發電側、用戶側各類企業參與；提出按效果補償原則。未來售電側改革，很多產業園區將來可能會成為售電主體，這也帶動一輪用戶側儲能應用的熱潮。二是經濟性成為未來儲能市場健康持續發展的關鍵。經儲能聯盟統計，我國已規劃的儲能項目裝機達1.2GW，對比目前141.4MW的裝機容量，可見未來發展提速態勢十分明顯。雖然儲能在不同應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、用電側配置儲能，儲能的投資回報期都比較長。例如，輔助服務的投資回報期是5年左右，而用戶側可能達7-8年。為使未來儲能市場健康有序發展，在降低技術成本的同時，提高儲能運營的經濟性是關鍵。積極開發儲能的潛在應用價值，儲能產生的社會效益不容忽視。三是儲能政策的出臺將是推動產業健康有序發展的重要引擎。在相應的市場機制缺乏的情況下，儲能的一些潛在價值，例如用戶側儲能作為備用電源的價值，無法體現為收益，從而造成儲能的投資回報期并不理想。近期國家出臺的調頻調峰輔助服務政策，已經給予儲能項目一定的準入權利，但運營機制有待進一步細化。從現有政策來看，要進一步挖掘儲能項目的更多收益，還有很長的路要走。建議首先制定產業發展的指導性政策，包括儲能的標準體系、市場規范以及區域性試點示范項目相關政策等；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發展。
（二）大連儲能電價形成機制研究
國家發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，提出了設計儲能電站上網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。大連儲能電站的產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，目前高于常規抽水蓄能電站；二是固定成本高，按15年運營期，滿足內部收益率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電收入、需求側響應收入、備用等輔助服務收入以及地板價購電等四個來源。理想層面是兩個含義，一個是技術成熟了，第二個就是建立了成熟的現代意義的電力市場。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響應收入。在一個競爭性的批發市場中，儲能電站在一定條件下可以做一個負發電機，在平衡市場的時候，如果需要減負荷，儲能可以提供該服務，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。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，由于大量熱電聯產機組壓負荷困難，低谷時段調峰問題十分突出。在競爭性市場中，風電出力較大、供熱機組調峰困難的谷段電價應該是非常便宜的，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電側分時電價，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，現行體制條件下宜實施“電量電價+容量電價”的電價結構，市場化電力體制下可施行“電量電價+政府授權輔助服務合同價格”的電價結構。現行體制條件下，電量電價應體現儲能電站的“電量效用”，可以暫執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“系統效用”和對實驗項目的支持。容量電價應基于投資成本核定，容量電費暫由遼寧省電網公司支付，通過終端用戶統一加價的方式，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，儲能電價結構為“電量電價+政府授權輔助服務合同價格”。將政府定價改為政府授權合同，以使政府的支持政策為競爭型電力市場的規則所包容。政府授權系統運營商與電池儲能企業簽訂長期合同，電池儲能企業來自于市場競爭的收入少于企業合理收入需求的部分，由授權系統運營商以“輔助服務固定費用”的名目，定期向電池儲能企業支付。系統運營商的此項費用支出，仍計入系統輔助服務的總成本，通過“調度費”或“系統管理費”的途徑，按電量分攤給所有的電力用戶。
（三）儲能產業對國家儲能定價機制的期待
圓桌討論環節由國網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、原國網遼寧電力公司總工程師王芝茗先生、中關村儲能聯盟理事長俞振華先生、中國能源網首席信息管韓曉平、南都電源能源互聯網公司總經理王大為先生、大連融科儲能技術發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公司、儲能產業、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。主要觀點總結如下。
1)大規模可再生能源并網為電力系統的安全穩定經濟運行帶來挑戰，對系統運行靈活性提出更高要求，儲能是實現未來高比例可再生能源并網的重要支撐技術。一方面，風光的波動性與不確定性問題使得電力系統凈負荷峰谷特性發生較大變化，系統靈活性資源匱乏的問題凸顯，亟需在傳統調頻、調峰手段之外增強系統靈活調節能力。目前在局部地區由于調峰資源等缺失，已經面臨嚴重的棄風、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，引起配電網潮流雙向流動，部分時段甚至超出了傳統配電網的設計范圍，亟需加強配電網電壓和潮流控制的調節措施。展望“十三五”，風電、光伏仍將進一步快速發展，如何促進高比例可再生能源高效消納是我國電力系統乃至能源系統轉型面臨的一個重要問題。與會專家一致認為，儲能技術響應速度快、調節范圍廣、配置靈活、可實現能量的時間遷移等特點，是實現未來高比例可再生能源發展的重要支撐技術。例如，相比于發電機，儲能可以發出負功率，類似負荷，必要時刻可以有效緩解系統調峰壓力；相比于負荷，儲能能夠發電，類似電源，必要時刻可以為電網電壓和頻率穩定等提供支撐。
2)新一輪電力市場建設為儲能通過電力市場發現價格提供了基礎條件，也為儲能的應用提供了廣闊空間。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個省級電網試點之外，今年年底還將完成12個省級電網和1個區域電網的輸配電價核定。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現價格提供了基礎條件。此外，隨著我國售電以及增量配網市場放開，未來儲能在智能建筑、電動汽車充電服務、先進制造業基地建設、新農村建設、精準扶貧等領域的技術和商業模式創新有很大空間，通過“互聯網+智慧能源”，有望實現儲能成本在更大應用領域和范圍的分攤，推動儲能快速發展。例如，與會專家提出，可以進一步從用戶服務創新與用戶體驗提升的角度思考儲能的商業前景，找到可持續的贏利點。
3)傳統的電力定價模式已經不再適應，迫切需要新的機制來體現儲能技術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十分復雜。與會專家認為，考慮儲能本身技術種類和技術路線繁多，不同儲能技術之間成本以及不同儲能技術效果的差異非常大，單獨為每一種不同儲能技術定價很難實現。
4)最佳的方式在于認可儲能技術在現代電力系統中的作用，給儲能設施全面參與電力市場的準入許可，使其在不同的應用場景中與其他技術手段進行競爭，在競爭中發現價值，并建立可持續的盈利模式。公平競爭的平臺有利于找到最高效的解決方案，實現資源的優化配置。以美國為例，美國部分州的市場規則允許滿足一定容量需求的快速儲能參與調頻等市場品種，既滿足了電網需求，也增加了儲能收益。又如，美國加州光伏發展較快，隨著光伏規模的增加，未來將面臨典型的“鴨形”曲線問題，電網調峰將十分困難，對系統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品，激勵包括儲能在內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并沒有給予儲能在相關領域服務的獨立準入地位，不僅難以實現資源優化配置，在一定程度上阻礙了儲能在電網中充分獲益。與會專家認為，未來電力市場建設以及儲能試點示范機制設計中，應當給予儲能系統參與市場競爭的合理市場地位，促進儲能在不同的應用場景中與其他技術手段競爭，在競爭中發現價值，并實現盈利。
5)大環境的營造是支持儲能發展的最重要方面。現階段，在營造儲能發展環境方面，可以采取以下措施：
a.適當擴大峰谷電價用戶范圍，為儲能在用戶側的發展營造良好的環境。安裝于用戶側，通過電量轉移和用戶側峰谷價差實現套利是我國儲能應用的主要商業模式之一。根據部分與會業內專家的測算，當用戶側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。成熟的市場環境下，用戶側峰谷價差是根據市場供需情況自然形成的。我國目前的用戶側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。考慮儲能技術的應用，可以考慮擴大執行峰谷電價的用戶范圍，并進一步完善用戶側峰谷電價的定價機制。
b.完善兩部制電價，體現儲能電站的電量效益和系統效益。電量電價應體現儲能電站的“電量效用”，可以參照發電側煤電標桿價格。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。容量電價應反映儲能電站“系統效用”。
c.允許儲能設施參與正在建設中的電力市場。例如，允許儲能參與輔助服務市場。目前東北試點的調峰輔助服務市場，已經允許電儲能參與。未來，還需要充分考慮新能源并網、能源轉型等對靈活性資源需求，在市場架構、市場規則設計等方面進一步細化，并界定相關服務的受益方，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)產業起步階段，可以考慮給予儲能技術一定的補貼、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的風險。從國際經驗來看，在儲能產業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、加大需求側響應補貼并確保補貼能夠落實到儲能設施投資運營商手中等措施建議。與會專家同時指出，對儲能的產業支持政策要吸取我國過去在風電、光伏以及電動汽車等領域產業政策的教訓和經驗，注意防范政策制定過程中可能引發的風險。一是要避免過度補貼，應同步加快產業技術標準、檢測認證、市場準入、安全管理、電池回收等配套監管體系建設，避免出現以賺取政府補貼為導向的低水平發展局面，規避出現“騙補”的道德風險；二是政府的補貼機制設計要遵循技術中立原則，政府補貼不宜直接針對具體儲能技術路線，并應給予與儲能有類似效果的其他靈活性調節手段同等政策待遇；三是補貼和稅收支持機制要堅持有序退坡原則，應合理確定儲能有關支持政策的退坡與退出路線圖，為企業投資運營提供穩定預期，激勵企業通過持續創新降本增效，同時將政府財政支出控制在合理范圍內；四是補貼機制要強化效果導向，從以往風電、光伏以及電動汽車等產業發展經驗來看，基于投資規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，鼓勵企業持續提升實際運營績效，盡快具備脫離補貼獨立發展的能力。
北京國際能源專家俱樂部總裁陳新華博士最后作發言總結。主要觀點如下：
1)落實國家對儲能發展的高度重視，迫切需要制定切實的政策措施。我國在各類規劃中都將儲能的發展放在重要的位置，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境相對完善，而我國還有較大差距。第二，我國已經有了較大規模的儲能規劃，但是還沒有清晰的商業模式和贏利點，大規模建設很可能造成極大的浪費。比如2015年底儲能規模只有141兆瓦，現在規劃要建的是1200兆瓦。但是目前我國儲能的商業模式還不清晰，贏利點還不確定。第三，目前儲能主要依靠用戶側峰谷價差，通過電量套利獲得收益，在電網調峰、調頻、輔助服務乃至全社會效益等方面的價值還沒有體現，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造對儲能技術的巨大需求。應用需求是一項技術發展的原動力，要通過政府監管政策或者通過市場的發展來創造儲能的應用需求。例如德國的能源轉型為德國儲能發展創造了很好的需求。我國也有需求，比如我國目前已經有了較大規模的可再生能源裝機，“十三五”期間可再生能源仍將大規模發展。解決好棄風棄光、降低全社會成本是我國可再生能源發展面臨的重要問題，也是儲能可以發揮作用的領域。同時，售電側放開、增量配電放開等，也為儲能提供了良好的發展機遇。
3)合理的定價機制，無論是政府定價還是市場定價，是推動儲能產業發展的關鍵要素。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、輔助服務等價值。要通過合理的機制，發現儲能價格。要么通過政府定價，要么通過市場定價，通過適當的方式和適當的商業模式，通過競爭發現價格。
4)發現儲能設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進行競爭，為此，允許儲能技術全面參與電力市場各個環節尤為重要。首先需要給予儲能準入地位。比如在調峰方面，應當允許社會提供更好的包括儲能在內的解決方案。其次，建立公平的競爭環境，允許其在不同的場景下與其他技術進行競爭，促進儲能產業在市場中發現價格。現在正在推進的電力體制改革試點、市場化交易、需求側響應、工業園區、微電網、互聯網+、區塊鏈，應當允許儲能參與，發現儲能的市場價值。
5)儲能技術發展初期需要適當的扶持，但單純的補貼政策不可持續，應設計真正有利于儲能產業發展的綜合政策措施。完全靠補貼的機制，行不通，并且也不可持續。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計。政府很難單獨給某一種儲能技術提供補貼。長遠來看，政府更需要在監管政策、市場規則設計、公平市場環境營造方面發揮更多作用，促進儲能產業在競爭中找到可持續的盈利方式，實現可持續發展。
北京國際能源專家俱樂部在其成立8周年之際，聯手亞洲開發銀行和中關村儲能聯盟，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。會議匯聚了國內外電力市場與儲能市場化方面的權威專家，學習交流了世界主要國家儲能技術投資的政策、環境以及所形成的商業模式，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、亞洲開發銀行能源領域技術總顧問翟永平先生、中關村儲能產業聯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，和來自國家發改委價格司、國家能源局節能與科技裝備司、國家電網、國家氣候變化中心、國家發改委能源所、中關村儲能產業聯盟及其企業單位、中國能源網等相關政府部門、行業協會、企業與學術界的150余位國內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“儲能定價的國際經驗”，加州儲能聯盟創始人兼首席執行官JaniceLin女士、德國貿易與投資署智能電網與儲能事業部高級經理HeikoStaubitz先生、日本可再生能源與智能電網海外協力會聯合主席酒井直樹（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驗。（總結報告另發）。
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“儲能產業對國家儲能定價機制的期待”兩大環節。
本報告就下午議題“中國儲能定價機制探討”做一總結。
（一）中國儲能產業發展“十三五”思考
中關村儲能產業聯盟秘書長張靜女士回顧了“十二五”期間我國儲能技術發展現狀以及特點，并提出了對儲能產業“十三五”發展的三點思考，主要觀點總結如下。
（1）當前主流的儲能技術主要包括四大類，新的前沿技術不斷涌現。先進大容量電儲能技術，特指在電力系統中，容量在千瓦級以上，綜合性能比較優越的技術。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展最快的，也是大家最關注的，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，很多技術還在不斷完善和創新過程當中，稱為前沿技術，基本分兩大類，一類是在傳統技術上做的一些改良或者優化，比如鋰硫電池，液化空氣儲能；另一類是新型的技術體系設計開發，如鋰空氣電池、鋁離子電池等。
（2）儲能在電力系統應用類型主要是五大領域十七種類型，未來呈擴大趨勢。五大領域分別是發電、輔助服務、輸配電、可再生能源以及用戶領域，十七種應用類型分別是輔助動態運行、取代或延緩新建機組、調頻、電壓支持、調峰、備用容量、無功支持、緩解線路阻塞、延緩輸配電網升級、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、電能質量、緊急備用、需求側管理等。
最近一兩年時間，隨著能源互聯網的提出和推廣，儲能應用逐步突破了五大領域向外延展。安裝在各個領域的儲能都可以作為一個存儲單元，參與到電力系統的調節中去，例如數據中心、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作為一個整體看待。所以現在整體應用是在不斷擴大。
（3）國外的儲能政策環境相對完善，我國仍在不斷摸索和建立過程中。根據中關村儲能產業聯盟自2012年以來對國內外儲能相關政策的收集梳理，和儲能直接、間接相關的政策主要是八大類，包括可再生能源上網電價、峰谷電價、儲能技術研發支持政策、儲能的發展規劃、配備儲能的分布式發電激勵政策、儲能系統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，抽蓄仍占絕對優勢，但電化學儲能市場份額在快速增加，發展前景良好。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，儲能產業發展呈現三大特點。一是儲能技術“百花齊放、協同共存”，儲能成本呈持續快速降低的態勢。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在不同應用領域各有優勢。在分布式發電及微網領域，鋰離子電池和鉛蓄電池齊頭并進，裝機分別占49%和44%；在可再生能源并網領域，鋰離子電池和液流電池分別占57%和35%；在調頻輔助服務和電力輸配領域，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成本差距顯著縮小。預計到2020年，大部分儲能技術成本降低至1000-1500元/千瓦時。隨著未來技術成本下降，新技術、新材料不斷研發，有可能出現新的技術替代。二是示范應用逐步向商業示范轉化，儲能應用領域逐步清晰。“十二五”期間，儲能示范應用可分為兩個階段。2011-2013年，示范項目主要目的是進行技術和應用效果驗證，缺乏經濟性考量；2013-2015年，示范應用開始探索商業模式、驗證投資回收期，逐步向商業化示范轉化。與此同時，儲能應用領域逐步清晰，主要應用領域除上述提到的發電、輔助服務、輸配電、可再生能源以及用戶側之外，電動汽車以及能源互聯網的整合應用是目前值得重視的新興領域。三是儲能產業涌現多種應用模式，探索大規模商業化發展途徑。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，儲能產業鏈不斷完善，廠商投資積極性提高。儲能產業呈現三種主流商業應用模式，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，通過提高機組輔助服務能力，從而獲得補償費用。三是用戶側配置儲能，主要盈利點包括通過峰谷電價差套利和提高光伏電源發電收益等。
（6）面向“十三五”，對儲能產業發展有三大思考。一是儲能產業關注度提高，定位逐步清晰，快速發展成為必然。最近國家出臺的多項能源規劃政策，包括“十三五”規劃綱要、《能源發展戰略行動計劃（2014-2020年）》、《能源技術革命創新行動計劃（2016-2030年）》等，都將儲能作為未來重點研究和發展領域之一。與此同時，近期開展的可再生能源就近消納試點、電力輔助服務試點和售電側改革試點中，儲能都扮演非常重要的角色。2016年6月國家能源局下發《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》，提出各省（區、市）選取不超過5個電儲能設施參與電力調峰調頻輔助服務試點；鼓勵發電側、用戶側各類企業參與；提出按效果補償原則。未來售電側改革，很多產業園區將來可能會成為售電主體，這也帶動一輪用戶側儲能應用的熱潮。二是經濟性成為未來儲能市場健康持續發展的關鍵。經儲能聯盟統計，我國已規劃的儲能項目裝機達1.2GW，對比目前141.4MW的裝機容量，可見未來發展提速態勢十分明顯。雖然儲能在不同應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、用電側配置儲能，儲能的投資回報期都比較長。例如，輔助服務的投資回報期是5年左右，而用戶側可能達7-8年。為使未來儲能市場健康有序發展，在降低技術成本的同時，提高儲能運營的經濟性是關鍵。積極開發儲能的潛在應用價值，儲能產生的社會效益不容忽視。三是儲能政策的出臺將是推動產業健康有序發展的重要引擎。在相應的市場機制缺乏的情況下，儲能的一些潛在價值，例如用戶側儲能作為備用電源的價值，無法體現為收益，從而造成儲能的投資回報期并不理想。近期國家出臺的調頻調峰輔助服務政策，已經給予儲能項目一定的準入權利，但運營機制有待進一步細化。從現有政策來看，要進一步挖掘儲能項目的更多收益，還有很長的路要走。建議首先制定產業發展的指導性政策，包括儲能的標準體系、市場規范以及區域性試點示范項目相關政策等；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發展。
（二）大連儲能電價形成機制研究
國家發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，提出了設計儲能電站上網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。大連儲能電站的產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，目前高于常規抽水蓄能電站；二是固定成本高，按15年運營期，滿足內部收益率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電收入、需求側響應收入、備用等輔助服務收入以及地板價購電等四個來源。理想層面是兩個含義，一個是技術成熟了，第二個就是建立了成熟的現代意義的電力市場。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響應收入。在一個競爭性的批發市場中，儲能電站在一定條件下可以做一個負發電機，在平衡市場的時候，如果需要減負荷，儲能可以提供該服務，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。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，由于大量熱電聯產機組壓負荷困難，低谷時段調峰問題十分突出。在競爭性市場中，風電出力較大、供熱機組調峰困難的谷段電價應該是非常便宜的，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電側分時電價，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，現行體制條件下宜實施“電量電價+容量電價”的電價結構，市場化電力體制下可施行“電量電價+政府授權輔助服務合同價格”的電價結構。現行體制條件下，電量電價應體現儲能電站的“電量效用”，可以暫執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“系統效用”和對實驗項目的支持。容量電價應基于投資成本核定，容量電費暫由遼寧省電網公司支付，通過終端用戶統一加價的方式，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，儲能電價結構為“電量電價+政府授權輔助服務合同價格”。將政府定價改為政府授權合同，以使政府的支持政策為競爭型電力市場的規則所包容。政府授權系統運營商與電池儲能企業簽訂長期合同，電池儲能企業來自于市場競爭的收入少于企業合理收入需求的部分，由授權系統運營商以“輔助服務固定費用”的名目，定期向電池儲能企業支付。系統運營商的此項費用支出，仍計入系統輔助服務的總成本，通過“調度費”或“系統管理費”的途徑，按電量分攤給所有的電力用戶。
（三）儲能產業對國家儲能定價機制的期待
圓桌討論環節由國網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、原國網遼寧電力公司總工程師王芝茗先生、中關村儲能聯盟理事長俞振華先生、中國能源網首席信息管韓曉平、南都電源能源互聯網公司總經理王大為先生、大連融科儲能技術發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公司、儲能產業、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。主要觀點總結如下。
1)大規模可再生能源并網為電力系統的安全穩定經濟運行帶來挑戰，對系統運行靈活性提出更高要求，儲能是實現未來高比例可再生能源并網的重要支撐技術。一方面，風光的波動性與不確定性問題使得電力系統凈負荷峰谷特性發生較大變化，系統靈活性資源匱乏的問題凸顯，亟需在傳統調頻、調峰手段之外增強系統靈活調節能力。目前在局部地區由于調峰資源等缺失，已經面臨嚴重的棄風、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，引起配電網潮流雙向流動，部分時段甚至超出了傳統配電網的設計范圍，亟需加強配電網電壓和潮流控制的調節措施。展望“十三五”，風電、光伏仍將進一步快速發展，如何促進高比例可再生能源高效消納是我國電力系統乃至能源系統轉型面臨的一個重要問題。與會專家一致認為，儲能技術響應速度快、調節范圍廣、配置靈活、可實現能量的時間遷移等特點，是實現未來高比例可再生能源發展的重要支撐技術。例如，相比于發電機，儲能可以發出負功率，類似負荷，必要時刻可以有效緩解系統調峰壓力；相比于負荷，儲能能夠發電，類似電源，必要時刻可以為電網電壓和頻率穩定等提供支撐。
2)新一輪電力市場建設為儲能通過電力市場發現價格提供了基礎條件，也為儲能的應用提供了廣闊空間。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個省級電網試點之外，今年年底還將完成12個省級電網和1個區域電網的輸配電價核定。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現價格提供了基礎條件。此外，隨著我國售電以及增量配網市場放開，未來儲能在智能建筑、電動汽車充電服務、先進制造業基地建設、新農村建設、精準扶貧等領域的技術和商業模式創新有很大空間，通過“互聯網+智慧能源”，有望實現儲能成本在更大應用領域和范圍的分攤，推動儲能快速發展。例如，與會專家提出，可以進一步從用戶服務創新與用戶體驗提升的角度思考儲能的商業前景，找到可持續的贏利點。
3)傳統的電力定價模式已經不再適應，迫切需要新的機制來體現儲能技術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十分復雜。與會專家認為，考慮儲能本身技術種類和技術路線繁多，不同儲能技術之間成本以及不同儲能技術效果的差異非常大，單獨為每一種不同儲能技術定價很難實現。
4)最佳的方式在于認可儲能技術在現代電力系統中的作用，給儲能設施全面參與電力市場的準入許可，使其在不同的應用場景中與其他技術手段進行競爭，在競爭中發現價值，并建立可持續的盈利模式。公平競爭的平臺有利于找到最高效的解決方案，實現資源的優化配置。以美國為例，美國部分州的市場規則允許滿足一定容量需求的快速儲能參與調頻等市場品種，既滿足了電網需求，也增加了儲能收益。又如，美國加州光伏發展較快，隨著光伏規模的增加，未來將面臨典型的“鴨形”曲線問題，電網調峰將十分困難，對系統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品，激勵包括儲能在內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并沒有給予儲能在相關領域服務的獨立準入地位，不僅難以實現資源優化配置，在一定程度上阻礙了儲能在電網中充分獲益。與會專家認為，未來電力市場建設以及儲能試點示范機制設計中，應當給予儲能系統參與市場競爭的合理市場地位，促進儲能在不同的應用場景中與其他技術手段競爭，在競爭中發現價值，并實現盈利。
5)大環境的營造是支持儲能發展的最重要方面。現階段，在營造儲能發展環境方面，可以采取以下措施：
a.適當擴大峰谷電價用戶范圍，為儲能在用戶側的發展營造良好的環境。安裝于用戶側，通過電量轉移和用戶側峰谷價差實現套利是我國儲能應用的主要商業模式之一。根據部分與會業內專家的測算，當用戶側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。成熟的市場環境下，用戶側峰谷價差是根據市場供需情況自然形成的。我國目前的用戶側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。考慮儲能技術的應用，可以考慮擴大執行峰谷電價的用戶范圍，并進一步完善用戶側峰谷電價的定價機制。
b.完善兩部制電價，體現儲能電站的電量效益和系統效益。電量電價應體現儲能電站的“電量效用”，可以參照發電側煤電標桿價格。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。容量電價應反映儲能電站“系統效用”。
c.允許儲能設施參與正在建設中的電力市場。例如，允許儲能參與輔助服務市場。目前東北試點的調峰輔助服務市場，已經允許電儲能參與。未來，還需要充分考慮新能源并網、能源轉型等對靈活性資源需求，在市場架構、市場規則設計等方面進一步細化，并界定相關服務的受益方，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)產業起步階段，可以考慮給予儲能技術一定的補貼、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的風險。從國際經驗來看，在儲能產業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、加大需求側響應補貼并確保補貼能夠落實到儲能設施投資運營商手中等措施建議。與會專家同時指出，對儲能的產業支持政策要吸取我國過去在風電、光伏以及電動汽車等領域產業政策的教訓和經驗，注意防范政策制定過程中可能引發的風險。一是要避免過度補貼，應同步加快產業技術標準、檢測認證、市場準入、安全管理、電池回收等配套監管體系建設，避免出現以賺取政府補貼為導向的低水平發展局面，規避出現“騙補”的道德風險；二是政府的補貼機制設計要遵循技術中立原則，政府補貼不宜直接針對具體儲能技術路線，并應給予與儲能有類似效果的其他靈活性調節手段同等政策待遇；三是補貼和稅收支持機制要堅持有序退坡原則，應合理確定儲能有關支持政策的退坡與退出路線圖，為企業投資運營提供穩定預期，激勵企業通過持續創新降本增效，同時將政府財政支出控制在合理范圍內；四是補貼機制要強化效果導向，從以往風電、光伏以及電動汽車等產業發展經驗來看，基于投資規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，鼓勵企業持續提升實際運營績效，盡快具備脫離補貼獨立發展的能力。
北京國際能源專家俱樂部總裁陳新華博士最后作發言總結。主要觀點如下：
1)落實國家對儲能發展的高度重視，迫切需要制定切實的政策措施。我國在各類規劃中都將儲能的發展放在重要的位置，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境相對完善，而我國還有較大差距。第二，我國已經有了較大規模的儲能規劃，但是還沒有清晰的商業模式和贏利點，大規模建設很可能造成極大的浪費。比如2015年底儲能規模只有141兆瓦，現在規劃要建的是1200兆瓦。但是目前我國儲能的商業模式還不清晰，贏利點還不確定。第三，目前儲能主要依靠用戶側峰谷價差，通過電量套利獲得收益，在電網調峰、調頻、輔助服務乃至全社會效益等方面的價值還沒有體現，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造對儲能技術的巨大需求。應用需求是一項技術發展的原動力，要通過政府監管政策或者通過市場的發展來創造儲能的應用需求。例如德國的能源轉型為德國儲能發展創造了很好的需求。我國也有需求，比如我國目前已經有了較大規模的可再生能源裝機，“十三五”期間可再生能源仍將大規模發展。解決好棄風棄光、降低全社會成本是我國可再生能源發展面臨的重要問題，也是儲能可以發揮作用的領域。同時，售電側放開、增量配電放開等，也為儲能提供了良好的發展機遇。
3)合理的定價機制，無論是政府定價還是市場定價，是推動儲能產業發展的關鍵要素。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、輔助服務等價值。要通過合理的機制，發現儲能價格。要么通過政府定價，要么通過市場定價，通過適當的方式和適當的商業模式，通過競爭發現價格。
4)發現儲能設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進行競爭，為此，允許儲能技術全面參與電力市場各個環節尤為重要。首先需要給予儲能準入地位。比如在調峰方面，應當允許社會提供更好的包括儲能在內的解決方案。其次，建立公平的競爭環境，允許其在不同的場景下與其他技術進行競爭，促進儲能產業在市場中發現價格。現在正在推進的電力體制改革試點、市場化交易、需求側響應、工業園區、微電網、互聯網+、區塊鏈，應當允許儲能參與，發現儲能的市場價值。
5)儲能技術發展初期需要適當的扶持，但單純的補貼政策不可持續，應設計真正有利于儲能產業發展的綜合政策措施。完全靠補貼的機制，行不通，并且也不可持續。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計。政府很難單獨給某一種儲能技術提供補貼。長遠來看，政府更需要在監管政策、市場規則設計、公平市場環境營造方面發揮更多作用，促進儲能產業在競爭中找到可持續的盈利方式，實現可持續發展。
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