随着可再生能源与智能电网的发展，储能产业也正在迅速地发展起来。从市场上来看，国内外储能项目数量逐年上升，成本不断下降。目前，仅我国规划、在建和已投运的储能项目就有近百项。日前，浙江南都电源动力股份有限公司为协鑫硅业设计和建造的大型储能系统(第一阶段储能容量：1.5MW/12MWh)已成功投入使用。这是中国首套商业化储能系统。相信在不久的将来，我们将会看到越来越多储能项目盈利。

　　上个月，北京国际能源专家俱乐部举办了《储能定价：方法与机制》国际研讨会。本文梳理了会议上国内外专家所分享的美、德、日、英各国的储能定价实践与经验，来探讨中国电力市场化改革下储能定价政策与形成机制。

　　一、美国储能服务定价

　　美国加州储能联盟创始人兼首席执行官JaniceLin女士介绍了美国的储能服务定价做法，主要观点如下：

　　1、储能可以提供三种能源产品并在四个领域提供能源服务

　　概括来讲，储能主要能够提供三种核心能源产品，一是有功电量;二是无功功率;三是备用容量。将储能在电力市场的各个环节加以应用，才能将储能的三种核心产品转变为市场上接受的服务，使储能的价值得到有效确定。从产品到服务有四个领域，分别是批发市场、输电服务、配电服务和零售服务。

　　2、影响储能价值量化的关键变量

　　储能可以为独立系统运营商/区域输电组织所提供服务(能量套利、频率调节、运转/非运转备用容量、电压支持、黑启动)，为公用事业公司提供服务(资源充裕性、配电升级推迟、输电拥堵缓解、推迟输电升级)和为终端客户提供服务(分时电费管理、增加光伏自用量、按需供电缴费减少和备用功率)等，影响储能价值量化的关键变量包括：市场规则和激励措施、可再生能源的装机容量、传输阻塞、基础设施老化、电网互联区域、地点和时间点、软成本等。

　　3、在加州，电力行业已经不再将储能和其他电源进行简单的成本比较

　　比如说，作为调峰手段，储能电站每千瓦造价要高于燃气电厂，但是，燃气电厂的使用率只有4.2%，而储能电站的使用率为99.7%。储能设备不仅可以放电，提供调频、调峰和旋转备用等服务，还可以作为负荷，提供电网所需要的“负瓦特”。

　　4、在涉及批发、输电、配电、零售和州立目标的5个储能利用案例中，储能的价值得到体现

　　1) 在批发市场，新英格兰独立系统运营商中利用储能所提供的调频服务收益已经远高于成本;

　　2) 在输电领域，普吉特海湾能源公司在输电网升级改造工作中对储能的作用进行了研究，认识到储能的价值;

　　3) 在配电领域，在美国最大的天然气储气库阿利索谷发生泄漏不能保障供电安全的情况下，短短7个月就建成了94.5兆瓦/342兆瓦时的储能设施。这些设施的快速并网，确保了配电系统的可靠性。

　　4) 在自发电领域，加州制定了激励措施，鼓励不同规模的储能安装和分布式发电。在未来五年可能有5亿美元的资金，大部分用于储能。

　　5) 在州立目标层面，加州布朗州长批准的AB 2514(2010年) 法案，要求电力行业的各利益相关者共同关注储能，并设定了到2024年，储能装机容量达到1.325 GW的目标。储能也首次在南加州地区的全电源竞争性采购上体现了成本优势。

　　5、美国政府在推动并网储能市场发展方面起着至关重要的作用，主要方式有三种：

　　1)使储能成为电力行业的焦点：储能效益体现在电力部门的各个环节：发电、输电、配电及用电，政府鼓励各环节的利益相关方都客观地关注储能技术应用及其带来的效益，而了解系统成本驱动因素是评估储能效益的基础，即储能可以作为降低系统总成本的一项技术。

　　2)制定采购目标：考虑到储能技术与传统方案是如此的不同，直接通过应用学习是非常关键的。因此，边做边学的过程无法避免，政府鼓励在具体的应用项目上采购多种不同的储能技术。

　　3)改革市场规则: 政府确保市场规则能够允许储能技术全面参与电力市场的运营并充分发挥其潜力，使得同一资产产生多种效益。明确的市场规则和由此产生的价格透明度，使得储能投资和带来的效益能够货币化计量。

　　6、客观地认识电力部门成本和成本驱动因素是理解储能基于时间价值的关键

　　1)评估当前和未来发电、输电、配电的资产需求，并分析预测系统范围内和特定的地理位置的负荷。确定全年电网各项基础设施中所有资源的成本，确认本地和系统峰值相关的边际成本。

　　2)在美国，总的电力部门成本中的绝大部分(传输/分配/发电)与系统峰值息息相关。例如，在马萨诸塞州，占运行时间10%的高峰时间花费了总系统成本的40%。

　　3)美国的电力零售价格设计认识到这一情况后，促进基于使用时段和容量收费来划分更多的能源消费等级。例如，在加利福尼亚，容量费用可以占到商业客户每月电费的40%。

　　二、德国储能定价

　　德国贸易与投资署智能电网与储能事业部高级经理 Heiko Staubitz先生介绍了德国的储能定价做法，主要观点如下：

　　1、德国可再生能源的大规模、高比例并网催生了储能市场的快速发展

　　2000年德国推出了可再生能源上网电价，光伏、风能、生物质能发电设施的数量从2000年的约3万台快速增长至2015年的150万台，其中风能主要是在德国北部，光伏是在德国南部。截止到2015年底，德国的可再生能源发电量占全国电力消费总量的比例已经达到32.6%;德国政府希望将这一比例在2050年提升到80%。在能源转型过程中，储能技术从小规模到大规模的应用，在可再生能源并网和电力系统安全等方面扮演着至关重要的角色。

　　2、德国能源市场的三大构成部分及其所发挥的作用

　　德国的能源市场分为场外交易、能源交易所和调频市场。在德国，电力市场是自由化的，所以可以通过场外交易用签订合同方式来买电。在能源交易所，有现货市场和期货市场。调频市场是由四个输电系统运营商管理的，负责把频率保持在额定的50赫兹;四家输电系统运营商本身没有容量资源，需要在一级、二级和三级调频市场上采购。随着风电、太阳能光伏发电的比重不断增加，为保证电力系统安全稳定运行，储能能够快速、精确地响应调度下发的出力指令，在一级、二级调频市场具有一定的应用前景。

　　3、旧的蓄能商业价值衰减，新的储能形式商机出现

　　传统的储能商业模式，比如抽水蓄能，依靠峰荷和基荷之间的价格差来盈利，这一模式在德国已经难以为继。过去若干年，德国峰谷价差在减少，从8欧分/kWh降到现在的 2欧分/kWh左右，一部分抽水蓄能项目也因此停止运行。德国负荷是在早晚出现高峰，当今后太阳能并网比重进一步增加后，中午前后就会有很多光伏发电，期间的电价会非常便宜，甚至出现负电价，高峰与基荷的价格差加大或许会重新带来抽水蓄能的盈利，但仅依靠峰谷差价生存的抽水蓄能模式正在消失。

　　4、一级调频是德国储能的主要市场，目前已经具备商业价值

　　在欧洲，整个一级调频市场约为3000兆瓦，德国在600兆瓦左右。在过去四年中，每周进行一次一级调频市场招投标，每兆瓦每周平均价格是3100欧元上下;近期市场价格是每兆瓦每周2500欧元左右。

　　每年有52周，按照每兆瓦每周2500欧元进行测算，每兆瓦全年收入为13万欧元左右，这就是目前一级调频市场的价格。考虑投资成本、运行成本、利息成本等，用13万欧元进行倒算，电池储能的整个成本就是每千瓦时870欧元;也就是说，电池储能整体成本低于每千瓦时870欧元，参与一级调频市场是有商业价值的。随着电池价格的下降，储能其实已经在一级调频市场有商业空间了，这也就是为什么2016/2017两年在德国安装或将要安装的储能电池变得非常多，大型电池总容量将达到165兆瓦。德国的电动汽车在2020年的预期达到100万辆，目前只有7万辆，未来每年将会有一个巨大的增长量。BMW等电动汽车的电池报废以后，把这些电池组合起来进行二次使用，可以参与一级调频市场，已经有商业价值了。

　　从市场容量来看，二级调频市场较一级调频市场要大几倍，另外二级调频市场的价格波动更大。二级调频市场既是一个容量市场，也是一个电力能源市场，大容量电池储能在未来可能会有较大的参与空间。

　　5、较高的电价水平，促进工业用户和居民用户更多地安装储能装置

　　对于用电量较大的工业用户，德国政府要求其必须要保证使用一定比例可再生能源发电。对于大工业用户，可以免交可再生能源附加费，现在工业用户消费可再生能源的电价已从每度电4.5欧分降到了3.8欧分，这部分电量的电价在德国是比较低的。但对大工业用户来讲，如果认为总体电价高的话，就会设法提高能效，也会考虑使用储能。

　　对于居民用户，从2011年开始，光伏系统的成本开始低于居民电价，刺激了光伏自发自用的快速发展。光伏+电池储能的成本会进一步的下降，在2018年将会低于居民电价，这将使得安装光伏+储能系统的德国居民用户达到60%~80%的能源独立。从2017年1月份开始，政府将给居民用户的电池储能成本提供20%的补贴(补贴额度每年降低3%)。预计接近三分之一的德国居民用户将在购买光伏系统的同时购买配套的储能电池系统。预计到2020年，将有50000多个安装光伏发电的家庭配置储能装置。

　　三、日本电力行业改革及电池储能

　　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(Naoki Sakai)先生介绍了日本储能市场发展及定价做法，主要观点如下：

　　1、福岛核事故后能源转型发展，日本政府强烈地支持储能行业的发展

　　日本储能市场发展驱动力主要有两个，一是电力行业改革拆分导致很多企业进入市场，促进了储能在电力行业的应用;第二个驱动力就是政策，促进太阳能光伏发电的发展，包括屋顶太阳能光伏，还有公用事业层级太阳能的发展。

　　2、日本电池储能开始出现爆发式增长

　　因为两个国内的驱动力，再加上全球电池市场、太阳能市场的竞争，现在日本已经达到了太阳能+电池储能的上网平价，具备财务生存能力。另外，物联网的发展会使得日本像美国加州、纽约那样做到非常先进，日本也是引入新的技术和一些基础设施进行结合。包括美国特斯拉、韩国三星等电池供应商也纷纷进入日本，成为本土企业的合作伙伴。目前电网从输、配电网到用户的各个环节，都是电池储能的使用者。

　　3、电力零售市场、实时交易市场和负瓦特市场的放开将催生储能需求

　　日本的电力市场是分化的，每个电力公司都有自己的供电区域，在各自区域基本上是垄断的，而且对于电池和可再生能源都不是特别开放的。这些电力公司主要通过三个渠道销售电力，批发电力市场、零售市场以及供应合同。自2000年，日本开始推行自由电力市场，但只针对大型用户，自由市场的份额也只有26%。2005年开始，中型用户开始加入自由市场，自由市场份额提高到62%。随着日本第五次电力市场化改革的进程，2017年要全面开放零售市场，建立一个实时市场。2017年负瓦特(储电时是负荷、发电时是发电机，可以用于运行中的电力电量平衡。)交易市场也开始运营，到2020年会像美国和德国那样将实时市场进行运营。能源服务商可以售电给电池储能系统，电池储能可以提供辅助服务。

　　4. 日本目前仍存在限制电池储能发展的障碍因素

　　通过测算，目前日本家庭太阳能系统单价为18日元每千瓦时，低于零售电价(25日元每千瓦时)，也就意味着实现了平价。但实际上目前还存在一些推广障碍，譬如灵活性不足，不可以向他人进行售电，电气工程知识与专业技术匮乏造成用户安装、运行和维护困难等。因此，日本政府和监管机构制定了一系列电池储能政策以及监管体系，以推动储能电池的发展。

　　5. 政府制定了针对不同电力部门的储能要求和政策

　　这些政策包括：要求公用事业太阳能独立发电厂装备一定比例的电池来稳定电力输出。要求电网公司在输电网上安装电池来稳定频率，或从供应商购买辅助服务。在配电方，配电网或者微电网也有奖励政策鼓励电池使用，而且他们也可以把电池业务外包给第三方。还有就是表后，消费者同时可以装配他们自己的太阳能和电池，甚至家庭也可以把电池储存的电能进行销售。最后还有电动汽车，像特斯拉，奔驰，BMW、尼桑等，他们正在宣传电动车、太阳能和电池的组合，这种潜力是比较高的，这可能也是未来电池销售的主流方向。

　　目前储能电池还处于比较小的量级，2020年大规模的辅助服务市场预期盈利是比较高的，储能应用的量级是比较大的，而且可复制性比较高。分布式系统运营商也可以装备电池，其收益也将是比较高的。

　　6、 发电供应商以及电网公司对储能的需求

　　由于上网电价比较优惠(2012年日本太阳能并网电价是42日分)，出现了太阳能光伏的过度供应，给电网稳定带来了压力，因此，电网公司要求独立太阳能发电商必须装配一些电池系统来确保电网的稳定性。2015年政府法律规定电网公司可以无限制的停止接受太阳能光伏发电，在三家城市电网每年可以停止360小时接受太阳能光伏发电;也就是说到2017年的时候，太阳能发电供应商会有两个选择，或者减少太阳能光伏发电，或者建设电池储能装备，来吸纳额外发电量。预计2017年配置储能的光伏电站会增加很多。电网公司也在投资安装一些大型储能电站，来保证电网的稳定性。电网公司今后也可以不再自己投资电池设备，而是向供应商购买辅助性服务。日本政府正在进行设计，建立与英国类似的辅助服务市场体系。

　　7、 配电网环节的储能发展

　　房地产开发商，想让自己开发的住宅能够有更多的附加值，就配备了储电系统，可以将辅助服务和电池电力销售出去。在日本有一个虚拟电厂联盟，试图解决过度供给和需求之间矛盾。在电力过度供给时段，把过度供给的电量整合起来进行存储，在需要的时候进行销售。日本政府对虚拟电厂发展是非常鼓励和支持的，2016年提供了39.5亿日元资金支持虚拟电厂的发展。

　　8、 终端用户环节的储能发展

　　现在日本在进行讨论，辨别电池储能设施应该是公共服务还是基础设施的一部分。如果为公共设施的一部分，消费者能够非常容易买到，而且价格比较低。但是当作商品的话，可能价格就比较高。目前日本政府对一些智能家庭或者是有电池设施的家庭提供一些补贴。比如，政府对实施零能耗房屋改造的家庭提供一定的补贴，补贴来自中央政府和地方政府两个渠道，到目前为止政府补贴能够占到整个电池零售价格40-50%。在日本采取分时电价系统，来实现供需平衡。在夜间电价是比较低的，在尖峰时刻电价是夜晚的三倍。装备电池储能后，在晚上电价比较低的时候给电池充电，然后在白天电价比较高的时候或者把所储存的电能卖出去，或者自己使用。从理论上讲是可以挣钱的。

　　四、英国的经验：利用储能技术改变能源系统

　　英国伦敦帝国理工大学能源系统学教授 GoranStrbac 博士介绍了英国在储能定价方面的探索，主要观点如下：

　　1、基础设施使用率逐步降低使英国电力系统在低碳电力并网方面面临严峻挑战

　　英国发电系统目前平均使用率是55%。英国的可再生能源目标雄心勃勃，包括大规模太阳能发电和风力发电的可再生能源发电量，将大量取代燃煤、燃气发电量。但是从容量上来讲，电力需求的高峰与太阳能大发时段可能不一致，风电的容量效益也不高，这就需要保留一些传统发电方式来应对这种电力高需求时段的容量需求。

　　为了实现各个行业，包括交通和供热领域低碳化，根据测算，至2030年基础设备的使用率会从现在的55%左右下降到低于25%。这意味着资产要增加一倍，可是提供的能量其实是一样的，这导致发电成本的大量增加。研究表明，如果2025年之后风电达到3000万千瓦，将会有25%以上的“弃风”率，就是四分之一以上的风电可发电量没有办法被使用，这将是一个巨大的社会资源浪费，因为海上风电投资是非常昂贵的。如何在低碳化的同时提高能源设施及生产能力的利用率、降低成本，是向低碳转型时遇到的重大挑战。

　　2、使用灵活的技术可以扭转固定资产使用率下降的趋势

　　按照常规发展模式，固定资产利用率会大幅下降，这是英国政府不愿看到的。使用灵活性技术，包括需求侧响应，储能、灵活发电、智能网络技术等，可以扭转固定资产使用率下降的趋势。现在安全供给是通过冗余资产实现的，代价是非常高的;取而代之，通过智能、智慧也能实现安全高效的供给。分析显示，对英国来讲，逆转这样的趋势带来的市场价值一年超过80亿英镑，商业价值巨大。

　　3、全系统模拟显示，储能技术可以减少可再生能源的系统整合成本，增加全社会价值

　　系统建模计算显示，2015年英国只需要2吉瓦的储能能力，可产生5亿英镑的社会价值，只是缺少商业模式而没能落实;到2030年，英国为兑现脱碳的承诺需要15吉瓦储能能力，它所创造的社会价值将是35亿英镑;而到2050年，英国可能需要25吉瓦储能， 对应的社会价值将是150亿英镑。如果对于脱碳不感兴趣的话，其实从技术和经济角度来说，储能根本没有什么优势，简单采用燃煤、燃气发电就行了;如果脱碳并兑现承诺，储能将是一个核心技术。

　　4、储能作为高效的灵活性技术，可以提供全方位服务，关键是价格如何体现能源买卖套利之外的服务

　　储能能够提供多种服务。一就是套利。第二个就是平衡服务，因为可再生能源不稳定，有了储能就可以实现平衡。第三个就是调频服务，在英国这方面需求也是不断增长的。储能也能满足峰值需求，还有对网络的支持。另外还有两个方面，还没有得到非常充分的强调，但是在英国有很多讨论，围绕低碳发电组合和储能技术替代电网扩容，就是储能实际上更多的是为了帮助实现碳减排的目标。

　　1)储能能够提供更多的选择。在英国，主要考虑的就是可再生能源的不稳定性，及其对市场平衡的影响，套利加平衡，就会比仅套利的价值大很多。

　　2)调频。英国是一个岛国，有时风力、太阳能发电量比较大，但是此时系统并不需要这么多发电量，如果我们不能按秒的时间来实现电网平衡的话，就是非常大的一个问题。未来这个问题可能比现在更复杂，储能所能够带来的价值到未来可能会增加至少10倍。当然，这需要有一个市场设计，需要有一个实时体现供求关系变化的电价定价体系，能够反映出储能在调频方面的价值。

　　3)储能技术替代电网扩容，参与电网规划。如果在规划设计电网的时候，能够考虑到储能作用的话，可能未来电网规划设计方案就不一样了。要把储能和电网本身作用放在一个平等的、平衡的角度上考虑，就是在设计未来电网的时候，不能只考虑到传统上我们认为电网是什么样的作用，而是要考虑到把储能放进去，电网能够发挥什么样的作用。通过不同方案的比较，考虑储能在电网中发挥的作用，研究储能对电网整体规划的影响。

　　4)储能在碳减排方面的作用。目前储能在该方面的作用还没有得到充分认识。英国的减排目标，是从目前每度电排放350-400克，到2050年的时候将每发一度电二氧化碳排放降低到25克左右。如何实现这个目标?要有一些低碳发电设施，比如核能、风电、光伏、二氧化碳捕捉等技术。如果用了储能的话，实现同样的减排目标，就不需要建那么多光伏和风电发电厂。一项研究发现，如果有了储能技术，就可以少建10吉瓦核能发电能力，或少建15吉瓦海上风电发电能力，这是储能所带来价值的体现。储能会帮助实现减排的目标，与此同时却不需要建立那么多新的发电设施。在企业和投资人进行投资过程中，要意识到储能的减排价值，这样才能规划设计合理的投资方案。实现英国低碳发展目标，还是持续的需要有核能的，没有核能的话是无法实现减排目标的，但同时必须加大风电和太阳能发电的开发。但是这些可再生能源的波动比较大，就需要储能技术实现灵活性调节。

　　5、储能可以帮助应对未来发展的不确定性

　　关于未来能源市场，唯一确定性就是有大量不确定性。比如说在英国，大家对离岸风力很感兴趣，但是不是100%的确定到底这个风力是多少，到底在什么地方?怎么去做这件事情?这些不确定性的情况，涉及到投资的方方面面，包括配电、输电网络，还有可能的弃风等。如果这些不确定性不能具体化分析，那么储能技术就变成了一个解决方案。虽然说储能是一个很贵的解决方案，但是储能可以帮助应对不确定性。这是一个非常重要的问题，因为这是有价值的。不过现在监管框架并没有认识到像储能这样智能技术的价值。比如说如果只看一下投资，从上世纪的角度来看，就不会选择储能;假如从未来看有很多不确定需要应对的情况下就要用到储能。

　　6、影响储能投资决策的因素

　　储能有价差套利，平衡市场、光伏平衡、网络支持、调频、容量等多方面的价值，但总体来讲储能的价值要取决于到底有没有相应的市场。假如说市场非常完善，储能就可以部署，而且部署的非常好，通过各种各样的收入方式，收入能够最大化。仅考虑价差套利和所有价值都得到收益两种情况对比，收益的差别将超过十倍。如果说市场好，整个储能带来的价值都可以获得，储能就能很好地发展。但是如果市场缺失，其中一些价值就无法获得收益;比如像在英国的小公司，可能某些容量市场上面的价值，就没有办法得到，所有价值当中只有一小部分能够转化为收益，储能的投资效益将成为一个问题。

　　从英国电力市场的演进来看，目前所有的设计主要是看能量市场，目前是能量市场主宰的。到2030年，主要通过太阳能、风能、核能等低碳方式发电，边际成本接近于零，总体电量市场就会大幅减少。容量市场、系统服务市场等就会增加很多。一定要设计出适应未来低碳发展情景的电力市场结构，通过政策监管、市场设计等，推动储能的发展。

　　北京国际能源专家俱乐部总裁陈新华博士对讨论作了总结。他指出：

　　从四个国别报告看，全球储能市场正在蓄势待发，将出现井喷式发展：

　　1) 美国是州立层面的立法要求和储能在电力系统各个环节所体现的价值驱动着储能市场的发展。

　　2) 德国是能源转型2.0的要求和储能在调频市场、居民用户的平价上网还有政府的补贴在驱动。

　　3) 日本的驱动力则是政府规定储能可以参与所有电力环节的竞争并且在2017年可以全面参与辅助市场建设，还有居民光伏的平价上网，以及政府对各个电力环节配置储能装备的要求和鼓励。

　　4) 英国则是为了达到2030和2050的脱碳目标，储能可以提髙可再生能源的并网率，提高电力系统的灵活性，通过避免损失来创造巨大的社会价值。目前英国市场和其他市场也一样，储能主要是在能量市场，容量市场、调频市场和服务市场容量非常小。但到2030年，容量市场、调频市场和服务市场规模就要比目前大十几倍，储能市场前景广阔。

　　政府与监管层面的当务之急就是如何通过电力市场的设计来推动储能发展，实现储能价值。美国是通过州立层面的电力市场立法，让储能全面参与电力行业的各个环节，让电力行业的各利益相关方在设计方案中也把储能技术考虑在内。德国是通过联邦层面进行能源转型2.0计划和对调频市场的公开招标，还有对居民用户储能装备的补贴来推动。日本则是通过电力体制改革，运行储能全面参与电力行业的各个服务环节，并且通过鼓励“负瓦特”和“虚拟电厂”等创新措施来推动。英国政府则是通过市场机制的设计，让储能在电力系统的低碳转型中发挥作用，从而体现其社会价值。这些经验对于正在进行的中国电力体制改革很有借鉴作用。

　　这些国外经验表明，储能产业发展最关键的要素是政府监管部门和电力行业充分认可储能技术作为电力行业各个环节项目规划的一个技术选项，并在项目设计过程中给予充分考虑。储能发展初期需要政府的激励政策，但最后还是需要依靠体现自身的价值得到发展。

　　中国储能发展需要好的市场机制。可再生能源的快速发展，加上分布式能源系统及微电网的快速推进、能源价格机制改革、电力市场化改革及省级电力交易中心的设立等，也给储能产业发展创造了机会。中国政府价格部门可参考国际经验，改变储能定价目前主要靠能源买卖套利的模式，使得储能其他方面的价值也能够充分发挥出来，实现相应收益。