国内对于储能的认识由是否发展逐渐转变为如何高质量发展，目前政策从宏观引导、指导的角度明确了我国发展储能的重要性、必要性和国家所持的积极鼓励态度，符合我国和国际社会发展新能源，建设清洁低碳、安全高效现代能源体系的大潮流和新理念。

6月10日，国家发改委、国家能源局联合发布了《电力中长期交易基本规则》，明确了储能可参与电力中长期交易。自《电力中长期交易基本规则（暂行）》发布以来，经过三年的探索与实践，全国电力市场化交易比重不断扩大，市场交易机制日趋完善，市场价格机制逐步理顺，可再生能源电力需求日益凸显，售电市场蓬勃发展。

胡静认为，不仅是新能源项目配置储能，就算独立的储能参与中长期交易也是可行的。此次《电力中长期交易基本规则》的出台，把储能作为市场主体考虑进来，是肯定了储能在市场中的价值，这对新能源配置和储能本身来说都有很大的积极促进作用。“对于新能源配置储能来说，绿证和配额制增加了它的收益途径，不仅可以参与辅助服务市场，还可以参与电能量市场，通过卖电收益，也可以作为权益转移出去，一定程度上可以提升总体的收益水平。”胡静表示。

随着储能市场规模的扩大，成本逐年下降，电改红利不断释放，储能的独立主体地位得到明确，可直接参与电网级调峰、电力市场调频等辅助服务市场、备电及需求侧响应服务以及电力现货市场交易，把储能的应用价值直接充分地交易结算出来，可以说，新能源项目配套储能的前景是光明的。

同时，随着新能源发电成本的降低，参与电力市场的竞争力也在不断增强，未来保量保价的交易模式也将被打破。储能具有多重功能，可满足电力系统不同时间尺度的调节需求，未来成本回收的途径及参与市场的类型是多样的，主要包括以下几方面：

一是参与电网系统级调峰，实现共享，相关费用在全网收益电量中分摊。共享型储能既提高了利用率，也增加了储能的收益。《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》提出，在新能源弃电时对未能达成交易的储能进行调用，价格为0.7元/千瓦时；2020年3月，新疆维吾尔自治区发改委发布《新疆电网发电侧储能管理办法》（征求意见稿）提出，电储能设施根据电力调度机构指令进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时。从两个省份制定的规则来看，储能参与系统级调峰的价格已经超过储能自身的度电成本，收益是可观的，不过也应看到，系统调峰通常是季节性的，储能利用小时数难以得到有效保障，这对储能收益也带来了一定的风险。

二是储能参与电力系统快速调频。我国调频辅助服务市场规则以火电、水电为主要设计对象，独立储能电站虽然在响应速度和调节精度上具有显著优势，但跟踪调频指令时需要具备持续的输出能力，因此独立储能电站调频需要配置较大功率和容量的电池，使得成本快速上升，经济性较差。高比例新能源并网将导致系统频率的快速波动，储能快速响应特性满足了快速调频的需要，未来对于建立快速调频辅助服务市场的省份，储能与新能源联合调频也将成为增加收益的重要渠道。

三是储能参与现货市场。电力市场中，只有实时市场严格满足现货市场的定义。结合电力交易即发即用的特点，在讨论电力现货市场时，常把时间尺度扩大到实时交易的日内甚至是日前。现货市场的重要价值在于发现价格，用价格反映供需关系。目前我国现货试点省份已经全部进入试运行，随着现货市场的成熟运行，电力电量的商品属性逐步体现，新能源发电边际成本为零，与储能配合可根据价格信号灵活充放电获取更高的电量收益。

四是作为备用或需求侧响应资源，提升电网安全稳定运行水平。储能具有四象限运行特性，电网稳态下可以提高新能源涉网特性，电网暂态下可根据系统需要提供功率支撑，可以提高大规模新能源外送基地特高压直流输电线路输送容量，备用收益也是储能多重价值的重要体现。

多场景应用推动储能可持续发展

储能在电力系统的应用，已成为我国能源转型和市场化改革进程中的一个重要技术手段和活跃因素。

胡静认为，未来，随着技术进步，储能成本还有较大下降空间，而且在电力市场改革不断推进下，“新能源+储能”的模式可通过多种手段参与电力市场获益。如目前青海省“共享储能”模式可在其他省份推广应用，通过“新能源+储能”的模式参与电网调峰调频辅助服务获益；依托储能具有能量存储、快速调节控制等功能，可在相关应用场景下（如边远地区供电）提供容量备用，提高供电可靠性；在用户侧分布式电源配套建设储能，可通过参与电力市场化交易进行获益。

“未来，储能的应用肯定不能局限于这种新能源配置储能提升利用率的这一种场景，这只是场景之一，储能的应用场景其实很广泛，例如储能与电源配合参与市场调峰调频，作为独立储能电站参与未来系统调峰调频需求侧响应以及共享储能等。”胡静指出。

未来，推动储能可持续发展，首先是做好前瞻性规划研究，避免资源无效配置。当前，各地方要求配置一定比例和一定持续时间的储能系统，但鲜有对高比例可再生能源体系下电力系统储能需求的基础分析，配置比例和储能时长存在不合理设计情况。还需明确引导各地区做好不同可再生能源发展情形下的储能需求测算，确保增设储能系统能够得到全面利用。

其次，要明确储能准入门槛，确保储能高质量应用。各地方提出了可再生能源配套储能系统的政策方向，但并未明确储能准入标准，存在利用低质量储能系统应用获得优先建设和并网条件的可能性。还需在落实配套项目之前，明确项目准入技术标准，确保储能安全可靠应用。

最后，要落实配套项目应用支持政策，推动友好型可再生能源模式发展。把配套储能技术的可再生能源场站视为友好型可再生能源场站，适当给予配套项目增发电量支持，减少此类项目弃电风险。同时，需尽快明确储能项目身份和其参与电力市场的主体身份，调用储能系统参与调峰调频辅助服务市场，以获得收益回报。

胡静认为，应进一步挖掘系统灵活性资源，深入研究在电力市场放开条件下“共享储能”、用户侧储能、可变负荷等参与系统调节的商业模式和市场机制。加快推进储能接入和参与系统调节相关技术标准制定和完善，切实发挥储能系统调节作用，保障电网安全。

短期来看，在电力市场和价格机制尚无法反映配套系统应用价值的情况下，有必要出台过渡政策以支持可再生能源与储能协同发展。例如研究储能配额机制，提高“绿色电力”认定权重。结合绿证交易和可再生能源配额机制，对配套储能系统的发电企业、电网企业和电力用户可适当提高绿色电力认证权重，绿色电力认证可在市场中进行交易，各市场主体可自行投资建设或租用储能系统以获得相应配额，或在市场中购买相应配额，实现可再生能源与储能在新交易模式下的配套。

长远来看，在现有度电成本高于传统火电成本的情况下，要推动可再生能源和储能配套发展，还需价值补偿。所以最终要建立市场化长效机制，实现“绿色价值”的成本疏导。

目前，全球范围内已有部分地区的光储和风储成本可与传统火电竞争，一方面要继续推动可再生能源平价上网，减轻可再生能源财政补贴依赖，另一方面还要推动全面的市场化改革，让电力价格反映真实的能源供应成本。全社会承担能源绿色发展的责任意识需得到全面普及，且最终要负担能源绿色发展的成本，实现“财政明补”到“价格体现价值”的全面过渡。但在现有推动绿色发展进程与价格改革步伐不一致的情况下，还需通过价值补偿机制推动可再生能源和储能行业发展，刺激相关行业降本增效。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年7期，作者系本刊记者