中国储能定价机制的探讨

储能是现代能源系统的重要环节，是智能电网的关键支撑技术之一。可再生能源发电的大规模开发及高比例并网对电力系统的灵活调节能力提出了更高要求，从而催生了储能产业的发展。储能系统可广泛应用于电力系统的发、输、配、用各个环节，可以提高电网运行安全性、可靠性及灵活性，被各方认为具有广阔的发展机遇和应用前景。近年来国内外储能项目数量逐年上升，成本不断下降。仅我国规划、在建和已投运的储能项目就超过百项。然而目前我国储能项目发展还面临着许多挑战，一方面储能技术成熟度还有待进一步提升，另一方面是缺乏盈利模式。我国对储能发展尚未出台体系化的价格标准和财税等支持政策，而且中国正处于电力市场化改革初级阶段，电价形成机制还较为固化，储能技术的增值还迟迟没有看到。

北京国际能源专家俱乐部在其成立8周年之际，联手亚洲开发银行和中关村储能联盟，于2016年12月10日在京成功举办了《储能定价：方法与机制》国际研讨会。会议汇聚了国内外电力市场与储能市场化方面的权威专家，学习交流了世界主要国家储能技术投资的政策、环境以及所形成的商业模式，探讨了中国电力市场化改革下储能定价政策与形成机制。

北京国际能源专家俱乐部名誉理事会副主席周大地、亚洲开发银行能源领域技术总顾问翟永平先生、中关村储能产业联盟理事长俞振华先生先后致辞。会议邀请到来自美国、德国、英国、日本等国家的国际专家，和来自国家发改委价格司、国家能源局节能与科技装备司、国家电网、国家气候变化中心、国家发改委能源所、中关村储能产业联盟及其企业单位、中国能源网等相关政府部门、行业协会、企业与学术界的150余位国内专家出席了本次会议。

会议分上、下午两个议题。上午议题是学习“储能定价的国际经验”，加州储能联盟创始人兼首席执行官JaniceLin女士、德国贸易与投资署智能电网与储能事业部高级经理HeikoStaubitz先生、日本可再生能源与智能电网海外协力会联合主席酒井直树（NaokiSakai）先生和英国伦敦帝国理工大学能源系统学教授GoranStrbac博士分别介绍了美、德、日、英各国的储能定价实践与经验。（总结报告另发）。

下午会议的议题是“中国储能定价机制探讨”。会议分为主旨演讲与“储能产业对国家储能定价机制的期待”两大环节。

本报告就下午议题“中国储能定价机制探讨”做一总结。

（一）中国储能产业发展“十三五”思考

中关村储能产业联盟秘书长张静女士回顾了“十二五”期间我国储能技术发展现状以及特点，并提出了对储能产业“十三五”发展的三点思考，主要观点总结如下。

（1）当前主流的储能技术主要包括四大类，新的前沿技术不断涌现。先进大容量电储能技术，特指在电力系统中，容量在千瓦级以上，综合性能比较优越的技术。具体分四类，包括物理储能、化学储能、电磁储能以及其他类。物理储能主要包括抽蓄、压缩空气、飞轮储能等；化学储能是这几年发展最快的，也是大家最关注的，主要包括铅蓄电池，锂离子电池、液流电池、钠硫电池等；电磁储能包括超级电容、超导储能等，其他类的包括燃料电池、金属空气电池等。此外，很多技术还在不断完善和创新过程当中，称为前沿技术，基本分两大类，一类是在传统技术上做的一些改良或者优化，比如锂硫电池，液化空气储能；另一类是新型的技术体系设计开发，如锂空气电池、铝离子电池等。

（2）储能在电力系统应用类型主要是五大领域十七种类型，未来呈扩大趋势。五大领域分别是发电、辅助服务、输配电、可再生能源以及用户领域，十七种应用类型分别是辅助动态运行、取代或延缓新建机组、调频、电压支持、调峰、备用容量、无功支持、缓解线路阻塞、延缓输配电网升级、备用电源、可再生能源平滑输出/削峰填谷、爬坡率控制、用户分时电价管理、容量费用管理、电能质量、紧急备用、需求侧管理等。

最近一两年时间，随着能源互联网的提出和推广，储能应用逐步突破了五大领域向外延展。安装在各个领域的储能都可以作为一个存储单元，参与到电力系统的调节中去，例如数据中心、通信基站、电动汽车或者电动汽车充电站、轨道交通能量回收系统等，他们一方面有存储功能，另一方面都是可以跟整个电力系统作为一个整体看待。所以现在整体应用是在不断扩大。

（3）国外的储能政策环境相对完善，我国仍在不断摸索和建立过程中。根据中关村储能产业联盟自2012年以来对国内外储能相关政策的收集梳理，和储能直接、间接相关的政策主要是八大类，包括可再生能源上网电价、峰谷电价、储能技术研发支持政策、储能的发展规划、配备储能的分布式发电激励政策、储能系统安装的税收减免以及储能电价支持等。美国的储能政策体系较为完善，且连续性较强。我国处在逐步建立政策体系过程中，有一些积累，但还有工作需要完善。

（4）从目前储能市场容量来看，抽蓄仍占绝对优势，但电化学储能市场份额在快速增加，发展前景良好。无论全球市场还是中国市场，抽水蓄能市场份额都占绝对优势，分别占全球市场和中国市场的98%和99.5%。但近年来，电化学储能市场份额增长迅速。其中，从全球市场来看，排名前三位的电化学储能分别是锂离子电池、钠硫电池和铅蓄电池，分别占53%、29%和9%；从中国市场来看，排名前三位的电化学储能分别是锂离子电池、铅蓄电池和液流电池，分别占57%、28%和10%。

（5）“十二五”期间，储能产业发展呈现三大特点。一是储能技术“百花齐放、协同共存”，储能成本呈持续快速降低的态势。目前，锂离子电池、铅蓄电池、液流电池、超级电容等先进储能技术在不同应用领域各有优势。在分布式发电及微网领域，锂离子电池和铅蓄电池齐头并进，装机分别占49%和44%；在可再生能源并网领域，锂离子电池和液流电池分别占57%和35%；在调频辅助服务和电力输配领域，锂离子电池独占鳌头，装机分别占100%和97%。成本方面，与2013年相比，2015年锂离子电池、全钒液流电池、铅炭电池和超临界压缩空气储能等技术成本差距显著缩小。预计到2020年，大部分储能技术成本降低至1000-1500元/千瓦时。随着未来技术成本下降，新技术、新材料不断研发，有可能出现新的技术替代。二是示范应用逐步向商业示范转化，储能应用领域逐步清晰。“十二五”期间，储能示范应用可分为两个阶段。2011-2013年，示范项目主要目的是进行技术和应用效果验证，缺乏经济性考量；2013-2015年，示范应用开始探索商业模式、验证投资回收期，逐步向商业化示范转化。与此同时，储能应用领域逐步清晰，主要应用领域除上述提到的发电、辅助服务、输配电、可再生能源以及用户侧之外，电动汽车以及能源互联网的整合应用是目前值得重视的新兴领域。三是储能产业涌现多种应用模式，探索大规模商业化发展途径。2015年，我国电化学储能装机总量为141.1MW，2010年仅为2.4MW。在装机快速增长的同时，储能产业链不断完善，厂商投资积极性提高。储能产业呈现三种主流商业应用模式，各模式下存在多个赢利点。一是大型风光电站配置储能，主要盈利点是减少弃风，保障风电质量，跟踪计划出力、避免风电场被考核的风险等。二是储能用于辅助服务，通过提高机组辅助服务能力，从而获得补偿费用。三是用户侧配置储能，主要盈利点包括通过峰谷电价差套利和提高光伏电源发电收益等。

（6）面向“十三五”，对储能产业发展有三大思考。一是储能产业关注度提高，定位逐步清晰，快速发展成为必然。最近国家出台的多项能源规划政策，包括“十三五”规划纲要、《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》、《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》等，都将储能作为未来重点研究和发展领域之一。与此同时，近期开展的可再生能源就近消纳试点、电力辅助服务试点和售电侧改革试点中，储能都扮演非常重要的角色。2016年6月国家能源局下发《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》，提出各省（区、市）选取不超过5个电储能设施参与电力调峰调频辅助服务试点；鼓励发电侧、用户侧各类企业参与；提出按效果补偿原则。未来售电侧改革，很多产业园区将来可能会成为售电主体，这也带动一轮用户侧储能应用的热潮。二是经济性成为未来储能市场健康持续发展的关键。经储能联盟统计，我国已规划的储能项目装机达1.2GW，对比目前141.4MW的装机容量，可见未来发展提速态势十分明显。虽然储能在不同应用模式下的盈利点逐步清晰，但无论是风光电站配置储能、储能提供辅助服务、用电侧配置储能，储能的投资回报期都比较长。例如，辅助服务的投资回报期是5年左右，而用户侧可能达7-8年。为使未来储能市场健康有序发展，在降低技术成本的同时，提高储能运营的经济性是关键。积极开发储能的潜在应用价值，储能产生的社会效益不容忽视。三是储能政策的出台将是推动产业健康有序发展的重要引擎。在相应的市场机制缺乏的情况下，储能的一些潜在价值，例如用户侧储能作为备用电源的价值，无法体现为收益，从而造成储能的投资回报期并不理想。近期国家出台的调频调峰辅助服务政策，已经给予储能项目一定的准入权利，但运营机制有待进一步细化。从现有政策来看，要进一步挖掘储能项目的更多收益，还有很长的路要走。建议首先制定产业发展的指导性政策，包括储能的标准体系、市场规范以及区域性试点示范项目相关政策等；进一步地，建立储能参与市场的准入机制以及定价机制，包括尖峰电价、峰谷电价等；并探讨在定价机制不到位的阶段，给予一定补贴的必要性和可行性，推动储能市场健康持续发展。

延伸阅读：全球储能市场进展及2017年储能市场前瞻(摘要)

2016中国储能产业十大事件