國家能源局于6月7日下發(fā)《關于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》(國能監(jiān)管[2016]164號)，該文件是今 年3月份能源局市場監(jiān)管司起草的《國家能源局關于電儲能參與“三北”地區(qū)調(diào)峰輔助服務工作的通知(征求意見稿)》的最終落地版本，該文件是今年第一份針對 儲能行業(yè)的實質(zhì)性支持政策，出臺時間超預期，且內(nèi)容較征求意見稿更細致、完善，鼓勵應用范圍更廣。

評論

1.文件明確了電儲能設施參與電力輔助服務市場的主體地位和電費補償/結(jié)算機制，對加速國內(nèi)各類型商業(yè)化儲能應用市場的啟動意義重大：

本次政策《通知》的最大亮點莫過于明確了電儲能設施的獨立市場主體地位，政策規(guī)定：無論是在發(fā)電側(cè)還是用戶側(cè)建設電儲能設施，均可作為獨立市場主體、或與發(fā)電企業(yè)聯(lián)合，參與調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務市場交易。(這一點在3月的征求意見稿中未明確提出)

此外，《通知》還明確了：對于在發(fā)電側(cè)建設的電儲能設施“放電電量等同于發(fā)電廠發(fā)電量，按照發(fā)電廠相關合同電價結(jié)算”。該項條款為風電場、光伏電站配置儲能設施改善限電提供了明確的法規(guī)依據(jù)。對于在用戶側(cè)建設的電儲能設施“充電電量既可執(zhí)行目錄電價，也可參與電力直接交易自行購買低谷電量，放電電量既可自用，也可視為分布式電源就近向電力用戶出售”。令用戶側(cè)儲能除了用于企業(yè)內(nèi)部峰谷電價差套利外，具備了更多提高使用率、降低投資回收期的商業(yè)應用模式。

2.政策在“電改”大背景下出臺，印證我們反復提出的“電力市場化程度提升將打開巨大儲能市場”的觀點：

根據(jù)海外國家經(jīng)驗，電力市場化程度越高，儲能設施的商業(yè)模式也就越多、潛在市場也就越大，本次《通知》在能源局內(nèi)部征求意見不到3個月即正式發(fā)布，一方面反映出我國電改推進速度的超預期，另一方面也印證了我們一直以來強調(diào)的觀點：我國電改和能源互聯(lián)網(wǎng)建設的推進所激發(fā)的“新增”投資需求中，將有很大比例落到電儲能設施的建設上。

3.看好鉛碳電池和鋰電池儲能系統(tǒng)在電力輔助服務市場應用的爆發(fā)式增長：

在目前可選的電儲能技術(shù)路線中，我們最看好目前成本最低的鉛炭電池儲能，單位投資1200元/kWh和0.5元/kWh的充放電度電成本令其在許多應用中可不借助任何補貼實現(xiàn)盈利。以工商業(yè)用戶單純用于電價差套利測算，當峰谷電價差大于0.8元/kWh時，無杠桿投資回收期可低至5年，若考慮節(jié)省的容量費和參與需求響應等電力服務輔助所獲得的額外收益，則投資回收期將更短。

鋰電儲能盡管成本仍顯著高于鉛碳，但由于具備高能量密度和高倍率充放電能力的優(yōu)勢，在部分應用場合中，如需要高倍率充放電的“秒級/分鐘級調(diào)頻服務”、或是對設備占地面積較敏感的商業(yè)/居民儲能市場，仍具有不可替代的優(yōu)勢。

此外，如液流電池、壓縮空氣等電儲能技術(shù)，由于成本或技術(shù)成熟度的原因，可能在較長時間內(nèi)仍無法實現(xiàn)大規(guī)模的商業(yè)化應用。