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一、儲能發展相關背景情況
儲能技術可廣泛應用于電力系統調峰調頻、改善電能質量、提高可再生能源消納水平等領域，是智能電網、可再生能源高占比能源系統、能源互聯網的重要組成，是未來電力系統轉型升級的重要支撐。截止2015年底，全球儲能裝機約1.4億千瓦，占全球電力裝機的2.9%。我國儲能裝機約2320萬千瓦，占全國電力裝機的1.7%。據國際能源署預測，到2050年全球儲能裝機將達8億千瓦，占電力裝機比例將達到10%-15%，市場規模預計可達數萬億美元，是極具發展潛力的新興產業。從儲能形式上來看，目前99%以上為抽水蓄能，其技術與產業發展相對成熟，其余主要為化學儲能、新型壓縮空氣儲能等新興儲能，目前正處于快速發展期。
隨著儲能技術的不斷成熟和產業體系逐步完善，儲能的商業化應用機遇正在逐漸顯現。以電池儲能為例，去年全球電池儲能裝機規模超過百萬千瓦，國內化學儲能累計裝機已接近200兆瓦，我國液流電池等儲能技術達到國際領先水平，鈉硫電池、鋰電池材料與關鍵技術發展與國際并行。在過去三年里，電池儲能技術成本下降了50%左右，度電成本低至0.6元左右，為更大規模應用奠定了基礎;壓縮空氣儲能方面，絕熱、液化、超臨界等新型先進壓縮空氣儲能技術是當前國際研發重點，全球初步建設了3座兆瓦級示范電站，我國正在張家口、畢節等地區開展深冷液化壓縮空氣儲能、超臨界壓縮空氣儲能等技術示范，建設兆瓦級示范項目，超臨界項目投資成本1萬元/千瓦，預計產業化后可降至6000元/千瓦左右，與抽水蓄能相當。目前，電池儲能在國內電力系統調頻、負荷側峰谷電價調節、電動汽車動力電池等應用場景已逐漸涌現成功的商業運營案例。如鉛炭電池進行負荷側峰谷電價充放電套利，若儲能系統投資成本約1000元/千瓦時，則儲能充放電靜態成本約0.61元/千瓦時，低于部分地區工商業峰谷差價，以北京市工商業峰谷差為例，投資回收期為7年[1];又以鋰離子電池電力系統調頻為例，若儲能系統投資成本約3000元/千瓦時[2]，則儲能充放電靜態成本約0.67元/千瓦時，若其與火電機組協同調頻，則儲能充放電靜態收益約1.28元/千瓦時[3]，顯示一定經濟效益。此外，醞釀中的微電網、電力需求側管理及電力體制改革等也在推動不同儲能商業模式的確立。
儲能同時具有電源、負荷雙重屬性，可為電力系統帶來降低發電成本、提供輔助服務、延緩輸配電設施投資、降低輸配電網損、提高供電質量和供電可靠性等多重價值。例如，儲能降低發電成本包括容量成本和電量成本兩個方面，其中發電容量成本是新建發電機組邊際成本，即為維護電網穩定性而新增的發電容量成本;電量成本主要指發電機組效率改善而減少的燃料成本。除經濟效益外，儲能與可再生能源的協同可減少發電側棄風、棄光規模，降低火電發電量，進而減少溫室氣體及各類污染物排放。同理，通過儲能充放電調節可降低火電機組出力波動，機組發電效率得以提升，排放強度也隨之下降。
二、儲能發展面臨的問題
目前我國的發電容量的成本仍然難以通過市場價格體現，其中一部分反映在零售電價中(例如分時電價和尖峰電價)，一部分反映在零散的需求響應項目中。發電上網及銷售電價為政府定價，無法充分反映儲能等靈活性調節資源減少發電機組燃料成本的價值。因儲能而減少溫室氣體及污染物排放等外部性價值也未充分市場內部化。
隨著成本快速下降和產業基礎不斷提升，儲能的進一步發展將越來越受到市場環境的制約。一是儲能在電力市場中的定位仍不明確，影響了其項目立項、市場準入、充放電定價等后續政策的制定;二是當前的輔助服務補償價格及用戶側峰谷電價實質上仍為行政價格，無法充分反映儲能的系統靈活性價值;三是作為新的市場主體，儲能與發電、輸配及電力用戶等各市場主體之間的成本/價值關系及買單機制仍未理清，導致難以形成成熟的商業模式;此外，對于大多數電池儲能而言，成本仍然偏高，這也儲能在電力系統調峰等場景應用所面臨根本障礙。
三、推進儲能商業化發展的措施建議
(一)盡快明確儲能市場地位。儲能作為一種電力系統靈活性資源，具有電源、負荷雙重屬性，存在多重應用場景。但現行電力法等法規文件對此類資源的市場地位缺少定位，應盡快完善相關政策法規，引導其有序參與市場交易。
(二)加大分時電價政策力度。反映電力供需狀況的電價機制是電力市場改革核心目的，也是推動儲能發展的根本動力。研究、實施、推廣峰谷、分時、實時電價及靈活電價套餐等政策有助于通過價格方式銜接電力系統靈活性需求與儲能靈活性供給。
(三)鼓勵儲能在計量表后接入。儲能在發/用電戶電費計量表后接入并與其聯合運行將極大簡化其售電、過網、價格等一系列阻礙儲能發展的現實問題。加之儲能易于小型化、用戶發用電量遠高于小型儲能容量等因素，表后接入并與發、/用電戶聯合運行方式，短期內不會對儲能應用產生明顯約束。
(四)制定合理扶持政策。一是盡快研究出臺儲能技術及產業發展引導性政策，引導和推動儲能產業實現由研發示范向商業化過度;三是研究建立健全儲能參與輔助服務的補償機制與價格形成機制，鼓勵儲能企業參與電力市場，通過調峰調頻、備用等輔助服務或者與可再生能源發電企業聯合運行，獲得收益，促進產業成長。
(五)加大技術研發與產業化示范力度。圍繞可再生能源消納、分布式微網、提升電力系統靈活性等重大需求，加大相關技術攻關和試驗示范力度，布局一批具有引領作用的示范工程，支持壓縮空氣儲能、電池儲能等商業化窗口期的新興技術發展。
[1] 參考現行北京工商業用電峰谷電價差1.02元，系統充放電效率約85%，60%放電深度下循環壽命3000次，功率轉換單元(PCS)成本1000元/kW，電池殘值占初投資15%，不考慮運維、用地成本。
[2] 全生命周期電量吞吐/電池儲能電量。
[3] 參考華北電網調頻輔助服務補償水平5元/MW(調節量)，1MW-15分鐘儲能系統配合100MW火電機組，聯合運行后火電調節性能乘數為2，充放電效率約90%，30%放電深度下循環壽命5000次，功率轉換單元(PCS)成本1000元/kW，殘值為零，不考慮運維、用地成本。
儲能技術可廣泛應用于電力系統調峰調頻、改善電能質量、提高可再生能源消納水平等領域，是智能電網、可再生能源高占比能源系統、能源互聯網的重要組成，是未來電力系統轉型升級的重要支撐。截止2015年底，全球儲能裝機約1.4億千瓦，占全球電力裝機的2.9%。我國儲能裝機約2320萬千瓦，占全國電力裝機的1.7%。據國際能源署預測，到2050年全球儲能裝機將達8億千瓦，占電力裝機比例將達到10%-15%，市場規模預計可達數萬億美元，是極具發展潛力的新興產業。從儲能形式上來看，目前99%以上為抽水蓄能，其技術與產業發展相對成熟，其余主要為化學儲能、新型壓縮空氣儲能等新興儲能，目前正處于快速發展期。
隨著儲能技術的不斷成熟和產業體系逐步完善，儲能的商業化應用機遇正在逐漸顯現。以電池儲能為例，去年全球電池儲能裝機規模超過百萬千瓦，國內化學儲能累計裝機已接近200兆瓦，我國液流電池等儲能技術達到國際領先水平，鈉硫電池、鋰電池材料與關鍵技術發展與國際并行。在過去三年里，電池儲能技術成本下降了50%左右，度電成本低至0.6元左右，為更大規模應用奠定了基礎;壓縮空氣儲能方面，絕熱、液化、超臨界等新型先進壓縮空氣儲能技術是當前國際研發重點，全球初步建設了3座兆瓦級示范電站，我國正在張家口、畢節等地區開展深冷液化壓縮空氣儲能、超臨界壓縮空氣儲能等技術示范，建設兆瓦級示范項目，超臨界項目投資成本1萬元/千瓦，預計產業化后可降至6000元/千瓦左右，與抽水蓄能相當。目前，電池儲能在國內電力系統調頻、負荷側峰谷電價調節、電動汽車動力電池等應用場景已逐漸涌現成功的商業運營案例。如鉛炭電池進行負荷側峰谷電價充放電套利，若儲能系統投資成本約1000元/千瓦時，則儲能充放電靜態成本約0.61元/千瓦時，低于部分地區工商業峰谷差價，以北京市工商業峰谷差為例，投資回收期為7年[1];又以鋰離子電池電力系統調頻為例，若儲能系統投資成本約3000元/千瓦時[2]，則儲能充放電靜態成本約0.67元/千瓦時，若其與火電機組協同調頻，則儲能充放電靜態收益約1.28元/千瓦時[3]，顯示一定經濟效益。此外，醞釀中的微電網、電力需求側管理及電力體制改革等也在推動不同儲能商業模式的確立。
儲能同時具有電源、負荷雙重屬性，可為電力系統帶來降低發電成本、提供輔助服務、延緩輸配電設施投資、降低輸配電網損、提高供電質量和供電可靠性等多重價值。例如，儲能降低發電成本包括容量成本和電量成本兩個方面，其中發電容量成本是新建發電機組邊際成本，即為維護電網穩定性而新增的發電容量成本;電量成本主要指發電機組效率改善而減少的燃料成本。除經濟效益外，儲能與可再生能源的協同可減少發電側棄風、棄光規模，降低火電發電量，進而減少溫室氣體及各類污染物排放。同理，通過儲能充放電調節可降低火電機組出力波動，機組發電效率得以提升，排放強度也隨之下降。
二、儲能發展面臨的問題
目前我國的發電容量的成本仍然難以通過市場價格體現，其中一部分反映在零售電價中(例如分時電價和尖峰電價)，一部分反映在零散的需求響應項目中。發電上網及銷售電價為政府定價，無法充分反映儲能等靈活性調節資源減少發電機組燃料成本的價值。因儲能而減少溫室氣體及污染物排放等外部性價值也未充分市場內部化。
隨著成本快速下降和產業基礎不斷提升，儲能的進一步發展將越來越受到市場環境的制約。一是儲能在電力市場中的定位仍不明確，影響了其項目立項、市場準入、充放電定價等后續政策的制定;二是當前的輔助服務補償價格及用戶側峰谷電價實質上仍為行政價格，無法充分反映儲能的系統靈活性價值;三是作為新的市場主體，儲能與發電、輸配及電力用戶等各市場主體之間的成本/價值關系及買單機制仍未理清，導致難以形成成熟的商業模式;此外，對于大多數電池儲能而言，成本仍然偏高，這也儲能在電力系統調峰等場景應用所面臨根本障礙。
三、推進儲能商業化發展的措施建議
(一)盡快明確儲能市場地位。儲能作為一種電力系統靈活性資源，具有電源、負荷雙重屬性，存在多重應用場景。但現行電力法等法規文件對此類資源的市場地位缺少定位，應盡快完善相關政策法規，引導其有序參與市場交易。
(二)加大分時電價政策力度。反映電力供需狀況的電價機制是電力市場改革核心目的，也是推動儲能發展的根本動力。研究、實施、推廣峰谷、分時、實時電價及靈活電價套餐等政策有助于通過價格方式銜接電力系統靈活性需求與儲能靈活性供給。
(三)鼓勵儲能在計量表后接入。儲能在發/用電戶電費計量表后接入并與其聯合運行將極大簡化其售電、過網、價格等一系列阻礙儲能發展的現實問題。加之儲能易于小型化、用戶發用電量遠高于小型儲能容量等因素，表后接入并與發、/用電戶聯合運行方式，短期內不會對儲能應用產生明顯約束。
(四)制定合理扶持政策。一是盡快研究出臺儲能技術及產業發展引導性政策，引導和推動儲能產業實現由研發示范向商業化過度;三是研究建立健全儲能參與輔助服務的補償機制與價格形成機制，鼓勵儲能企業參與電力市場，通過調峰調頻、備用等輔助服務或者與可再生能源發電企業聯合運行，獲得收益，促進產業成長。
(五)加大技術研發與產業化示范力度。圍繞可再生能源消納、分布式微網、提升電力系統靈活性等重大需求，加大相關技術攻關和試驗示范力度，布局一批具有引領作用的示范工程，支持壓縮空氣儲能、電池儲能等商業化窗口期的新興技術發展。
[1] 參考現行北京工商業用電峰谷電價差1.02元，系統充放電效率約85%，60%放電深度下循環壽命3000次，功率轉換單元(PCS)成本1000元/kW，電池殘值占初投資15%，不考慮運維、用地成本。
[2] 全生命周期電量吞吐/電池儲能電量。
[3] 參考華北電網調頻輔助服務補償水平5元/MW(調節量)，1MW-15分鐘儲能系統配合100MW火電機組，聯合運行后火電調節性能乘數為2，充放電效率約90%，30%放電深度下循環壽命5000次，功率轉換單元(PCS)成本1000元/kW，殘值為零，不考慮運維、用地成本。
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