编者按：
当前，政策和市场环境是促进我国储能产业发展的关键。在进入“十四五”发展的新阶段，储能在未来我国能源体系建设中的关键地位越发突显，面对储能商业化和规模化发展的需求，储能联盟一直在努力协同联盟会员企业积极引导储能政策和市场环境的改善。自2020年3月起，中关村储能产业技术联盟每月定期向产业同仁分享储能直接支持政策信息，望各方与储能联盟一同探讨，推动政策研究工作，期望支持各应用领域储能发展的配套政策尽快落地出台。
【储能直接支持政策12月报】
建立市场长效机制 公平引导储能参与市场
随着高性能储能技术进入辅助服务市场特别是调频辅助服务市场，现有补偿分摊机制下的资金总盘面临机制风险，由于受益主体和肇事主体尚未完全负担辅助服务成本，压力全部转嫁至发电企业的做法矛盾突出。而为应对大规模储能进入市场的需求，不得不调整政策补偿标准以降低资金使用风险。过去一段时间，蒙西、华北、广东等地调整了调频补偿计算规则，12月，《青海省电力辅助服务市场运营规则》(征求意见稿)、《湖南省电力辅助服务市场交易规则(征求意见稿)》印发，调峰补偿分别由0.7元/千瓦时、0.5元/千瓦时降低至0.5元/千瓦时、0.2元/千瓦时。同时，《山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则(试行)》正式印发，独立储能市场主体参与电力调峰交易时申报价格按照火电机组参与电力调峰交易末档区间执行，相比原征求意见稿对储能给予高额调峰补偿支持，试行稿不再对储能参与调峰予以过度倾斜，合理公平调用各类服务资源参与市场。同月，华东能监局印发《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》，公用储能概念得到突出，电源侧和负荷侧储能资源也可独立出来作为公用电储能参与辅助服务市场，原《电化学储能电站参与安徽电力调峰辅助服务市场规则条款》曾提出储能调峰申报价格最高不超过800元/MWh，按上限价来看，其补偿标准在全国范围内居高，但储能与新能源配套应用的投资收益还与实际调峰调用次数显著相关。南方区域也再次修订“两个细则”，原有0.5元/千瓦时的调峰补偿标准未做改动，但后期还需针对储能项目参与服务落实政策支持，这也是南方区域对储能技术参与市场的多次灵活调整和尝试。而为支持储能与新能源配套应用，在短期成本难以向受益方传导的情况下，辅助服务补偿需要在遵循市场公平的前提下适当支持储能技术应用，并避免政策波动对项目投资所造成的影响。
本月，华北能监局调整了第三方主体参与调峰辅助服务的市场规则，山西也正式确定用户资源参与辅助服务的基本条件，独立储能和用户可控负荷参与电力调峰交易费用将在发电侧和用户侧按比例进行分摊，这是形成市场长效逻辑的有益尝试。广东能源局、南方能监局所印发《关于征求<广东电力市场容量补偿管理办法(试行，征求意见稿)>等文件意见的函》，首次提出容量补偿费用收取机制，形成了从发电到用户的补偿追溯和从用户到发电的补偿偿还机制，而需求响应机制也将充分与现货市场机制挂钩，用户侧储能资源获得参与市场身份并可单独接受响应效果评价。而在现有市场机制尚不健全的情况下，尚不允许独立储能和发电侧储能参与需求响应的做法也符合市场基本规律，且降低了政策补偿支付的风险。
近期，江苏、江西、山西和青海等地落实电力现货市场建设方案，提出未来电力市场深化改革发展路径。而随着辅助服务市场交易品种体系逐步完善，市场化价格机制逐步形成，“谁受益，谁付费”和“谁肇事，谁付费”的基本市场逻辑逐渐形成，用户与发电主体共同分担辅助服务成本费用的市场化机制建立，最终一个良性的市场格局形成，储能参与市场所造成的“资金风险”将逐步消除，而“绿色发展”所带来的电能量成本和所造成的波动调节成本逐步将在终端电价中有所体现，在一定调节上限能力下的“按效果付费”将获得合理支付。本着成本最优、效率最高的原则调用各类资源为电力系统提供服务，青海也暂时提出“最后开展储能调峰市场的出清”，但未来，在综合考虑各类资源成本的情况下，还应开放各类主体公平参与市场身份，让各类主体依成本、依效果自主参与市场竞争并提供服务。
继安徽等地落实分布式光储配套项目资金支持政策后，西安市工信局在《关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见(征求意见稿)》中提出支持光伏储能系统应用，并对储能系统实际充电量给予1元/千瓦时补贴，同一项目年度补贴最高不超过50万元。分布式光伏和储能在我国实现真正意义的配套应用和商业化发展还需几个前置条件，一是真正实现平价上网，不再给予度电支持;二是电力市场价格反应真实电力价格水平;三是“全额消纳”不再是保证性政策，电网根据新能源发展实际情况和电力系统实际运行情况吸收分布式光伏电能。自此，用户提高“自治”能力的需求将格外突出，也就真正实现了富余光伏发电量向储能存储，并在其余高峰时段进行释放的运营模式，减轻“电网依赖”成为用户降低用电成本的迫切诉求。
本月，国家发改委、国家能源局印发《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》，政策提及峰谷电价差价作为购售电双方电力交易合同的约定条款，逐步拉大峰谷差价。但为保证市场平稳健康有序，降低买卖双方交易难度，市场初期会参照现有目录电价和政府确定的分时段指导价进行电价差协定，指导价的峰谷差价不会低于已有目录电价的峰谷差价。整体来看，无论是中长期交易机制还是现货市场机制设计都提出逐步拉大峰谷价差，各地在新一轮电价调整过程中也逐步考虑现有电力供需实际情况，从拉大峰谷价差、调整峰谷电价执行时段等角度完善电价体系，进一步引导用户错峰填谷，并对用户侧储能技术应用提供了有力支持。
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