近年来，电化学储能、飞轮储能、压缩空气储能等新型储能技术快速发展，电网储能成本逐步降低，规模化储能在电力系统中的应用正迎来重要的发展机遇期。如何推动电网侧储能朝着更高质量、更有效率、更可持续的方向发展，是电网侧储能应用中亟待解决的关键问题。
为此，国家能源局立项，组织中国南方电网有限责任公司、南方电网调峰调频发电有限公司、清华大学及中关村储能产业技术联盟开展《电网侧储能关键技术及应用研究》，聚焦电网侧储能的作用与价值分析、商业模式设计、未来容量规划和相关政策建议。该课题于2019年4月底完成验收。本文结合该项目的部分内容，围绕储能参与电力市场的相关话题展开讨论。
1、电网侧储能的作用与价值
厘清电网侧储能的本质，能从根源上解决由于界定模糊产生的争议和分歧，对电网侧储能产业发展方向形成共识。
现行主流观点多从物理资产所有权的角度界定电网侧储能，即根据储能接入电力系统位置的不同，将储能划分为电源侧、用户侧和电网侧储能。本课题研究认为，应从储能发挥的功能角度出发，打破物理资产属性的限制，只要接受电力调度机构统一调度，发挥全局性、系统性作用的储能都应纳入电网侧储能的范畴，这样有利于形成开放竞争的电网侧储能市场。
正确认识电网侧储能的作用与价值，是发展储能产业的驱动力。储能应用于电力系统的价值主要体现在：通过储能与电网的深度融合，可极大改进偏重于电力平衡的传统电网规划和调度方式，全面提升清洁能源消纳能力、大电网安全稳定运行水平和电网投资运行效率。储能响应速度快、调节灵活的特点，使其在调峰、调频、缓解阻塞、替代和延缓输配电投资、电压支撑与无功控制、故障紧急备用等方面可发挥“四两拨千斤”的作用。区别于独立运行的电源侧、用户侧储能，由于电网侧储能接受电力调度机构统一调控、参与系统全局优化，必将形成储能的系统性、全局性优势，必将产生以储能全局优化调度替代局部运行的价值，提升储能的效用和投资效益。因此，促进电网侧储能的发展，代表了电力储能产业高质量发展的方向。
2、储能的市场化机遇
储能参与电力市场的价值可分为三个方面：容量价值、能量价值和辅助服务价值。储能可参与不同市场、提供不同的能源服务，并通过相应的价格机制获得收益。不同的价格机制与服务相互关联，需要统筹协调储能资源的分配。随着电力市场建设日益完善，储能的市场运营策略也将变得更为复杂。储能如何参与市场、如何制定储能的市场运营策略，是实现储能商业化应用的关键问题。
(1)国外现状
美国储能参与电力市场的政策演进
在美国，储能技术能在电力系统中规模化应用，除了储能技术自身的发展，主要得益于美国联邦能源监管委员会(Federal Energy Regulation Commission, FERC)在立法层面的制度保障。
当前，电力批发市场规则的修订和州政府储能政策法案的制定，是美国推动储能应用的两个主要抓手。
在电力批发市场规则方面，除了FERC 841(2018年2月推出)等法案外，目前主要思路包括将储能列为一类独立的电力资产，定义储能参与电力市场的模式，降低储能参与电力市场的门槛(为将来分布式储能参与市场做好铺垫)，允许储能设备并网，规定储能时长要求等。
在州政府政策方面，主要包括制定采购目标，建立经济激励，将储能纳入综合资源规划等。
美国以市场规则和政策法案的形式，解决了储能参与电力市场的合法性及回报机制问题，对整个储能行业的健康发展起到了关键性作用。
引导储能投资的典型模式
全球范围来看，引导储能投资的典型模式分为市场驱动和政策驱动。英国电力市场中的容量市场、辅助服务市场机制及先进频率响应招标，是储能在市场驱动下发展的案例。而加州则是通过政府立法，由电力公司主导进行储能开发，是储能在政策驱动下发展的典型。
(2)国内现状
国内电网侧储能项目大多引入第三方主体作为项目投资方，负责项目建设和运营。电网公司采用租赁形式获得项目使用权，可利用储能资源替代传统输配电资产投资、提高电力系统运行可靠性和可再生能源消纳能力。
江苏镇江东部电网侧储能示范项目：江苏储能项目主要由江苏省网公司确定第三方公司作为项目总包方，负责项目投资建设，并与之签订一定时期固定收益率的经营性租赁合同，电网公司获得储能系统的使用权。投资方对储能设备等进行招标采购，确定供应商并按照一定的支付比例分期向储能设备供应商支付。电网企业调用储能系统为电网提供服务，投资方获得租金收益。
甘肃、青海储能电站参与可再生能源消纳：甘肃省大规模储能电站由社会资本投资，项目收益主要来自参与辅助服务市场并提高可再生能源发电量获得的价值补偿。青海省利用储能电站与集中式光伏电站开展调峰辅助服务市场化交易，一定程度上缓解了地区可再生能源弃电，同时降低了储能的运行成本，通过辅助服务政策给予电站相应补偿。
3、储能参与市场效益分析
市场环境下电网侧储能和传统电源一样，能够参与能量市场、辅助服务市场和备用容量市场，通过市场选择发现储能的价值。美国加州太平洋煤气电力公司(Pacific Gas & Electric Company, PG&E)公布的储能项目实际运行收益状况报告EPIC(Electric Program Investment charge)表明，现阶段储能在调频领域已有一定的经济性，但由于电价差不足以抵消储能系统循环效率、电池老化等造成的损失，在能量市场的收益并不乐观;参与旋转备用容量市场，其收益包括备用容量的收益和被调用后的能量收益，机会成本较高，收益较低，还不足以支撑项目盈利。
在国内，甘肃、青海等地允许储能电站参与可再生能源消纳，项目收益主要来自于参与辅助服务市场并提高可再生能源发电量获得的价值补偿，具有较好的经济效益。
4、储能参与电力市场的挑战
储能参与电力市场面临着政策、技术与经济特性方面的挑战。
在政策方面，电网侧储能的身份定位和回报机制尚不明确，给电网侧储能发展带来较大不确定性。我国正在推进电力市场改革，对储能参与市场的方式定位尚不明确，存在一定的政策不确定性。
在技术与经济特性方面，储能成本下降和技术提升的速度存在不确定性，是储能市场化运营的关键问题。当前，电池储能只参与能量市场投标的套利收益比较微薄，难以回收投资成本。调峰、调频等辅助服务对于保障电网的安全稳定运行，促进可再生能源消纳不可或缺，需要研究储能同时提供能量与辅助服务的运营模式。美国建立基于性能的调频补偿机制后，电池的快速响应能力使其调频收入显著提高;但调频时的频繁充放电使电池面临加速老化风险，从而减少其全寿命周期收入，削弱其经济性。
5、结语
通过制度创新，配套产业政策支撑，在开放包容的市场环境和健全的监管体制下，储能技术的规模化应用必将有力支撑电网智能柔性，促进经济高效发展!
