储能战略趋势政策解读
2016年6月，国家能源局发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》对储能在电力系统中的应用具有里程碑式的意义，是第一个给予了电储能参与调峰调频辅助服务的身份的电力政策。目前频出的电改政策对储能产业带来的发展机遇有哪些?
如果说以前发布的相关政策都是从科技攻关、项目/应用推广的角度推动储能的话，那么目前频出的电改政策的发布则是从根本上对储能所在的电力市场环境及规则进行修正，能从根本上改变储能的获益渠道和应用机会。
一、现货市场
首先，建设现货市场是本轮电改能否实现完全市场化的关键。多年来，我国推广开展的大用户直接交易，已经具备一定的中长期电力交易机制的推行经验，但由于缺乏市场化的电力电量平衡机制，不能真实反映电力供需，价格信号存在失真情况，因此需要建立现货市场。近两年，国家发改委和能源局发布的《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则(修改建议稿)》、《国家能源局关于做好电力市场建设有关工作的通知》(征求意见稿)、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》等政策都不同程度的提到要建立现货市场。
当现货市场建立之后，根据发电机组的可用性形成发电计划，实现发电资源的优化配置，形成分时电价信号，以反映电力的稀缺情况，形成相应的峰谷差，进而给储能在发电侧和用电侧带来削峰填谷的应用机会。在德国、法国、奥地利、瑞士、比利时及荷兰等国，当具备最优先竞价上网的可再生能源出力较大，足以满足甚至超过用电负荷时，为了避免不适于频繁启停或快速上下调节出力的常规电源因启停带来的巨大经济损失，宁可在电力市场上按照负电价竞价，采用“倒贴钱”方式获得继续发电的权利。而这种情况频繁发生的话，自然会激励发电企业采用储能调峰，一方面帮助常规机组在避免“负电价”，另一方面通过调峰补偿获得一定的收益。
二、辅助服务市场
2016年6月，国家能源局发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》，以下简称“通知”。该政策对储能在电力系统中的应用具有里程碑式的意义，是第一个给予了电储能参与调峰调频辅助服务的身份的电力政策。“通知”规定无论在发电侧还是用户侧，储能都可作为独立主体参与辅助服务市场交易，同时鼓励发电企业、售电企业，电力用户，电储能企业等第三方投资建设电储能设施。
同样的，在美国发布FERC 784号令以前，FERC也禁止除输电服务提供商以外的第三方销售辅助服务给输电网运营商(如我国的国家电网)，阻碍了储能获得市场增长的机会。而FERC 784号令的发布，不仅解除了禁令，还要求输电网运营商在考虑购买辅助服务资源时，要将资源的响应速度和准确性纳入考虑。由于储能具有快速响应，准确度高的特点，输电网运营商即使购买少量的储能，就相当于购买了大量的慢速响应资源，故受到输电网运营商的青睐。
目前我国发布的“通知”，虽然给予了第三方储能设备运营商参与辅助服务市场的身份，但还没有对“更先进、更快速、更准确的”的辅助服务资源，如储能，表现出适度的倾斜，因此未来区域电网在该“通知”的指导下，制定的落地细则，以及试点之后，政府总结试点经验并制定出的有关储能参与辅助服务的最终市场规则就变得更为重要。
另外，类似于美国于2011年发布的FERC 755号法令提出的“基于里程”的付费方式，“通知”提出要根据“按效果补偿原则”尽快调整调峰调频辅助服务计量公式，提高辅助服务补偿力度。但由于目前我国电力市场化进程仍在起步阶段，没有能够反映供需平衡和机会成本的竞价制度，因此储能不能像在美国PJM市场一样通过实时竞价获得合理的补偿，而必须通过区域电网(如华北电网)制定的服务计量公式来实现。目前储能参与辅助服务的服务计量公式尚未公布，储能按照其更快更准确的调峰效果获得合理补偿的落实情况还需进一步核实。
三、售电与综合能源服务
随着电改的推进，参与电力市场的很重要的两个主体是售电公司和电力用户。目前售电公司的组建已经在全国开展起来。据统计，目前全国已在工商部门注册的售电公司已经超过750家，其中，单北京就已经注册的售电公司超过130家。
由于售电公司所掌握的用户类型和量、购电多少等都直接决定其从电网批发购电所享受的折扣水平，进而影响其赚取电力购销差的利润，因此，售电公司未来的盈利模式将不会局限于单纯的电力买卖。随着能源互联网的推进，未来用户对售电公司拥有自由选择权时，售电公司更多的是在提供综合能源服务方面进行比拼。如德国ERCOT市场的售电公司赚取附加价值的途径主要有：数据利用、能源管理、需求响应等。
而对中国的售电公司来说，储能能够在综合能源服务中发挥的作用包括以下几个方面：
售电公司可自行开发建设分布式发电资源+储能+热电联产等机组，不仅可以有效规避在电价高的时候购电，降低购电成本，保证利润，还能为用户提供不同供能需求的套餐服务，如，多种能源供应套餐，单一能源供应套餐，应急套餐等。储能可以在多种套餐供应中发挥资源调节的作用。
电改政策规定了三类售电公司，其中一种是社会资本投资增量配电网、拥有配电网运营权的售电公司，如深圳前海蛇口自贸区供电有限公司(以下简称：前海供电)。这类售电公司拥有配电网的运营权，未来随着电力用户接入配电网的数量增多，或配电网基础设备老化，大量的资金需要投入到配电网升级和改造中，而储能则可以延缓配电网升级，减少其投资。
售电公司可以利用大数据分析和用户负荷预测技术，积极进行用户负荷管理，打包储能资源、电动汽车资源和用户资源，形成虚拟电厂，参与电网系统的调峰和调频，获得补贴或市场化收入。
总体而言
对于任何一个新兴产业来说，政策的推动都是必不可少的。从前期的科研支持和示范项目推广，到之后的成果转化进入市场，再到完全商业化及大规模的市场应用，政府政策应在某些阶段给予合适的、必要的政策支持。
然而，对中国电力储能而言，这么多年的发展，可谓是“夹缝中求生存”，直到2016年出现了第一个以“电储能”为主题的政策——《国家能源局发布关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》才确立了储能参与电力市场交易的身份和地位。市场对储能的需求从来没有停止过，这是储能在没有专门政策支持，而仅靠相关政策影响的情况下，依然不断发展至今的原因。而在电力市场没有构建完善的今天，专门的扶持政策及补贴成为储能实现商业化的“最后一公里”，相关部门应协同储能业界尽快制定出符合中国特色的储能产业扶持政策或补贴，在国内储能技术水平与国际水平尚未拉开巨大差距之前，尽早推动储能实现商业化，成为世界领先储能技术梯队中的一员。
2016年6月，国家能源局发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》对储能在电力系统中的应用具有里程碑式的意义，是第一个给予了电储能参与调峰调频辅助服务的身份的电力政策。目前频出的电改政策对储能产业带来的发展机遇有哪些?
如果说以前发布的相关政策都是从科技攻关、项目/应用推广的角度推动储能的话，那么目前频出的电改政策的发布则是从根本上对储能所在的电力市场环境及规则进行修正，能从根本上改变储能的获益渠道和应用机会。
一、现货市场
首先，建设现货市场是本轮电改能否实现完全市场化的关键。多年来，我国推广开展的大用户直接交易，已经具备一定的中长期电力交易机制的推行经验，但由于缺乏市场化的电力电量平衡机制，不能真实反映电力供需，价格信号存在失真情况，因此需要建立现货市场。近两年，国家发改委和能源局发布的《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则(修改建议稿)》、《国家能源局关于做好电力市场建设有关工作的通知》(征求意见稿)、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》等政策都不同程度的提到要建立现货市场。
当现货市场建立之后，根据发电机组的可用性形成发电计划，实现发电资源的优化配置，形成分时电价信号，以反映电力的稀缺情况，形成相应的峰谷差，进而给储能在发电侧和用电侧带来削峰填谷的应用机会。在德国、法国、奥地利、瑞士、比利时及荷兰等国，当具备最优先竞价上网的可再生能源出力较大，足以满足甚至超过用电负荷时，为了避免不适于频繁启停或快速上下调节出力的常规电源因启停带来的巨大经济损失，宁可在电力市场上按照负电价竞价，采用“倒贴钱”方式获得继续发电的权利。而这种情况频繁发生的话，自然会激励发电企业采用储能调峰，一方面帮助常规机组在避免“负电价”，另一方面通过调峰补偿获得一定的收益。
二、辅助服务市场
2016年6月，国家能源局发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》，以下简称“通知”。该政策对储能在电力系统中的应用具有里程碑式的意义，是第一个给予了电储能参与调峰调频辅助服务的身份的电力政策。“通知”规定无论在发电侧还是用户侧，储能都可作为独立主体参与辅助服务市场交易，同时鼓励发电企业、售电企业，电力用户，电储能企业等第三方投资建设电储能设施。
同样的，在美国发布FERC 784号令以前，FERC也禁止除输电服务提供商以外的第三方销售辅助服务给输电网运营商(如我国的国家电网)，阻碍了储能获得市场增长的机会。而FERC 784号令的发布，不仅解除了禁令，还要求输电网运营商在考虑购买辅助服务资源时，要将资源的响应速度和准确性纳入考虑。由于储能具有快速响应，准确度高的特点，输电网运营商即使购买少量的储能，就相当于购买了大量的慢速响应资源，故受到输电网运营商的青睐。
目前我国发布的“通知”，虽然给予了第三方储能设备运营商参与辅助服务市场的身份，但还没有对“更先进、更快速、更准确的”的辅助服务资源，如储能，表现出适度的倾斜，因此未来区域电网在该“通知”的指导下，制定的落地细则，以及试点之后，政府总结试点经验并制定出的有关储能参与辅助服务的最终市场规则就变得更为重要。
另外，类似于美国于2011年发布的FERC 755号法令提出的“基于里程”的付费方式，“通知”提出要根据“按效果补偿原则”尽快调整调峰调频辅助服务计量公式，提高辅助服务补偿力度。但由于目前我国电力市场化进程仍在起步阶段，没有能够反映供需平衡和机会成本的竞价制度，因此储能不能像在美国PJM市场一样通过实时竞价获得合理的补偿，而必须通过区域电网(如华北电网)制定的服务计量公式来实现。目前储能参与辅助服务的服务计量公式尚未公布，储能按照其更快更准确的调峰效果获得合理补偿的落实情况还需进一步核实。
三、售电与综合能源服务
随着电改的推进，参与电力市场的很重要的两个主体是售电公司和电力用户。目前售电公司的组建已经在全国开展起来。据统计，目前全国已在工商部门注册的售电公司已经超过750家，其中，单北京就已经注册的售电公司超过130家。
由于售电公司所掌握的用户类型和量、购电多少等都直接决定其从电网批发购电所享受的折扣水平，进而影响其赚取电力购销差的利润，因此，售电公司未来的盈利模式将不会局限于单纯的电力买卖。随着能源互联网的推进，未来用户对售电公司拥有自由选择权时，售电公司更多的是在提供综合能源服务方面进行比拼。如德国ERCOT市场的售电公司赚取附加价值的途径主要有：数据利用、能源管理、需求响应等。
而对中国的售电公司来说，储能能够在综合能源服务中发挥的作用包括以下几个方面：
售电公司可自行开发建设分布式发电资源+储能+热电联产等机组，不仅可以有效规避在电价高的时候购电，降低购电成本，保证利润，还能为用户提供不同供能需求的套餐服务，如，多种能源供应套餐，单一能源供应套餐，应急套餐等。储能可以在多种套餐供应中发挥资源调节的作用。
电改政策规定了三类售电公司，其中一种是社会资本投资增量配电网、拥有配电网运营权的售电公司，如深圳前海蛇口自贸区供电有限公司(以下简称：前海供电)。这类售电公司拥有配电网的运营权，未来随着电力用户接入配电网的数量增多，或配电网基础设备老化，大量的资金需要投入到配电网升级和改造中，而储能则可以延缓配电网升级，减少其投资。
售电公司可以利用大数据分析和用户负荷预测技术，积极进行用户负荷管理，打包储能资源、电动汽车资源和用户资源，形成虚拟电厂，参与电网系统的调峰和调频，获得补贴或市场化收入。
总体而言
对于任何一个新兴产业来说，政策的推动都是必不可少的。从前期的科研支持和示范项目推广，到之后的成果转化进入市场，再到完全商业化及大规模的市场应用，政府政策应在某些阶段给予合适的、必要的政策支持。
然而，对中国电力储能而言，这么多年的发展，可谓是“夹缝中求生存”，直到2016年出现了第一个以“电储能”为主题的政策——《国家能源局发布关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》才确立了储能参与电力市场交易的身份和地位。市场对储能的需求从来没有停止过，这是储能在没有专门政策支持，而仅靠相关政策影响的情况下，依然不断发展至今的原因。而在电力市场没有构建完善的今天，专门的扶持政策及补贴成为储能实现商业化的“最后一公里”，相关部门应协同储能业界尽快制定出符合中国特色的储能产业扶持政策或补贴，在国内储能技术水平与国际水平尚未拉开巨大差距之前，尽早推动储能实现商业化，成为世界领先储能技术梯队中的一员。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201609/14/158398.html
