國內對于儲能的認識由是否發(fā)展逐漸轉變?yōu)槿绾胃哔|量發(fā)展，目前政策從宏觀引導、指導的角度明確了我國發(fā)展儲能的重要性、必要性和國家所持的積極鼓勵態(tài)度，符合我國和國際社會發(fā)展新能源，建設清潔低碳、安全高效現代能源體系的大潮流和新理念。

6月10日，國家發(fā)改委、國家能源局聯合發(fā)布了《電力中長期交易基本規(guī)則》，明確了儲能可參與電力中長期交易。自《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》發(fā)布以來，經過三年的探索與實踐，全國電力市場化交易比重不斷擴大，市場交易機制日趨完善，市場價格機制逐步理順，可再生能源電力需求日益凸顯，售電市場蓬勃發(fā)展。

胡靜認為，不僅是新能源項目配置儲能，就算獨立的儲能參與中長期交易也是可行的。此次《電力中長期交易基本規(guī)則》的出臺，把儲能作為市場主體考慮進來，是肯定了儲能在市場中的價值，這對新能源配置和儲能本身來說都有很大的積極促進作用。“對于新能源配置儲能來說，綠證和配額制增加了它的收益途徑，不僅可以參與輔助服務市場，還可以參與電能量市場，通過賣電收益，也可以作為權益轉移出去，一定程度上可以提升總體的收益水平。”胡靜表示。

隨著儲能市場規(guī)模的擴大，成本逐年下降，電改紅利不斷釋放，儲能的獨立主體地位得到明確，可直接參與電網級調峰、電力市場調頻等輔助服務市場、備電及需求側響應服務以及電力現貨市場交易，把儲能的應用價值直接充分地交易結算出來，可以說，新能源項目配套儲能的前景是光明的。

同時，隨著新能源發(fā)電成本的降低，參與電力市場的競爭力也在不斷增強，未來保量保價的交易模式也將被打破。儲能具有多重功能，可滿足電力系統不同時間尺度的調節(jié)需求，未來成本回收的途徑及參與市場的類型是多樣的，主要包括以下幾方面：

一是參與電網系統級調峰，實現共享，相關費用在全網收益電量中分攤。共享型儲能既提高了利用率，也增加了儲能的收益�！肚嗪ｋ娏�輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》提出，在新能源棄電時對未能達成交易的儲能進行調用，價格為0.7元/千瓦時；2020年3月，新疆維吾爾自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布《新疆電網發(fā)電側儲能管理辦法》（征求意見稿）提出，電儲能設施根據電力調度機構指令進入充電狀態(tài)的，對其充電電量進行補償，補償標準為0.55元/千瓦時。從兩個省份制定的規(guī)則來看，儲能參與系統級調峰的價格已經超過儲能自身的度電成本，收益是可觀的，不過也應看到，系統調峰通常是季節(jié)性的，儲能利用小時數難以得到有效保障，這對儲能收益也帶來了一定的風險。

二是儲能參與電力系統快速調頻。我國調頻輔助服務市場規(guī)則以火電、水電為主要設計對象，獨立儲能電站雖然在響應速度和調節(jié)精度上具有顯著優(yōu)勢，但跟蹤調頻指令時需要具備持續(xù)的輸出能力，因此獨立儲能電站調頻需要配置較大功率和容量的電池，使得成本快速上升，經濟性較差。高比例新能源并網將導致系統頻率的快速波動，儲能快速響應特性滿足了快速調頻的需要，未來對于建立快速調頻輔助服務市場的省份，儲能與新能源聯合調頻也將成為增加收益的重要渠道。

三是儲能參與現貨市場。電力市場中，只有實時市場嚴格滿足現貨市場的定義。結合電力交易即發(fā)即用的特點，在討論電力現貨市場時，常把時間尺度擴大到實時交易的日內甚至是日前�，F貨市場的重要價值在于發(fā)現價格，用價格反映供需關系。目前我國現貨試點省份已經全部進入試運行，隨著現貨市場的成熟運行，電力電量的商品屬性逐步體現，新能源發(fā)電邊際成本為零，與儲能配合可根據價格信號靈活充放電獲取更高的電量收益。

四是作為備用或需求側響應資源，提升電網安全穩(wěn)定運行水平。儲能具有四象限運行特性，電網穩(wěn)態(tài)下可以提高新能源涉網特性，電網暫態(tài)下可根據系統需要提供功率支撐，可以提高大規(guī)模新能源外送基地特高壓直流輸電線路輸送容量，備用收益也是儲能多重價值的重要體現。

多場景應用推動儲能可持續(xù)發(fā)展

儲能在電力系統的應用，已成為我國能源轉型和市場化改革進程中的一個重要技術手段和活躍因素。

胡靜認為，未來，隨著技術進步，儲能成本還有較大下降空間，而且在電力市場改革不斷推進下，“新能源+儲能”的模式可通過多種手段參與電力市場獲益。如目前青海省“共享儲能”模式可在其他省份推廣應用，通過“新能源+儲能”的模式參與電網調峰調頻輔助服務獲益；依托儲能具有能量存儲、快速調節(jié)控制等功能，可在相關應用場景下（如邊遠地區(qū)供電）提供容量備用，提高供電可靠性；在用戶側分布式電源配套建設儲能，可通過參與電力市場化交易進行獲益。

“未來，儲能的應用肯定不能局限于這種新能源配置儲能提升利用率的這一種場景，這只是場景之一，儲能的應用場景其實很廣泛，例如儲能與電源配合參與市場調峰調頻，作為獨立儲能電站參與未來系統調峰調頻需求側響應以及共享儲能等。”胡靜指出。

未來，推動儲能可持續(xù)發(fā)展，首先是做好前瞻性規(guī)劃研究，避免資源無效配置。當前，各地方要求配置一定比例和一定持續(xù)時間的儲能系統，但鮮有對高比例可再生能源體系下電力系統儲能需求的基礎分析，配置比例和儲能時長存在不合理設計情況。還需明確引導各地區(qū)做好不同可再生能源發(fā)展情形下的儲能需求測算，確保增設儲能系統能夠得到全面利用。

其次，要明確儲能準入門檻，確保儲能高質量應用。各地方提出了可再生能源配套儲能系統的政策方向，但并未明確儲能準入標準，存在利用低質量儲能系統應用獲得優(yōu)先建設和并網條件的可能性。還需在落實配套項目之前，明確項目準入技術標準，確保儲能安全可靠應用。

最后，要落實配套項目應用支持政策，推動友好型可再生能源模式發(fā)展。把配套儲能技術的可再生能源場站視為友好型可再生能源場站，適當給予配套項目增發(fā)電量支持，減少此類項目棄電風險。同時，需盡快明確儲能項目身份和其參與電力市場的主體身份，調用儲能系統參與調峰調頻輔助服務市場，以獲得收益回報。

胡靜認為，應進一步挖掘系統靈活性資源，深入研究在電力市場放開條件下“共享儲能”、用戶側儲能、可變負荷等參與系統調節(jié)的商業(yè)模式和市場機制。加快推進儲能接入和參與系統調節(jié)相關技術標準制定和完善，切實發(fā)揮儲能系統調節(jié)作用，保障電網安全。

短期來看，在電力市場和價格機制尚無法反映配套系統應用價值的情況下，有必要出臺過渡政策以支持可再生能源與儲能協同發(fā)展。例如研究儲能配額機制，提高“綠色電力”認定權重。結合綠證交易和可再生能源配額機制，對配套儲能系統的發(fā)電企業(yè)、電網企業(yè)和電力用戶可適當提高綠色電力認證權重，綠色電力認證可在市場中進行交易，各市場主體可自行投資建設或租用儲能系統以獲得相應配額，或在市場中購買相應配額，實現可再生能源與儲能在新交易模式下的配套。

長遠來看，在現有度電成本高于傳統火電成本的情況下，要推動可再生能源和儲能配套發(fā)展，還需價值補償。所以最終要建立市場化長效機制，實現“綠色價值”的成本疏導。

目前，全球范圍內已有部分地區(qū)的光儲和風儲成本可與傳統火電競爭，一方面要繼續(xù)推動可再生能源平價上網，減輕可再生能源財政補貼依賴，另一方面還要推動全面的市場化改革，讓電力價格反映真實的能源供應成本。全社會承擔能源綠色發(fā)展的責任意識需得到全面普及，且最終要負擔能源綠色發(fā)展的成本，實現“財政明補”到“價格體現價值”的全面過渡。但在現有推動綠色發(fā)展進程與價格改革步伐不一致的情況下，還需通過價值補償機制推動可再生能源和儲能行業(yè)發(fā)展，刺激相關行業(yè)降本增效。

本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2020年7期，作者系本刊記者