储能技术投资成本的下降，为其最终有效地通过“削峰填谷”助力可再生能源的消纳创造了条件。同时，我们也发现，一套系统多重应用也是储能系统创造更多经济效益的有效方法。因此，与单纯的判断储能的投资成本是否具有经济性相比，这些电站是否具备参与调峰调频的权利、如何实现新的收益和价值更成为了现阶段推动储能实现大规模应用的最大动力。
3政策出台，为储能参与调峰调频奠定基础
3.1《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》出台
2016年6月国家能源局正式出台的《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》（以下简称《通知》）正如一缕春风，吹开了储能参与调峰调频辅助服务市场的大门。根据《通知》的相关规定，我国将逐步建立电储能参与的调峰调频辅助服务共享新机制，充分发挥电储能技术在电力调峰调频方面的优势，电力储能系统在获得参与电网调峰调频等辅助服务身份的同时，也能够按应用效果获得应有的收益。
《通知》呈现出以下几个突出的特点，一是选择系统调峰压力大、调峰调频标准高、辅助服务补偿机制较灵活的“三北”地区作为试点区域。二是明确了电储能作为独立的电力市场主体的地位，成为独立的辅助服务提供主体，并收取相关服务费用。三是试点的范围广，投资主体多元化，储能系统既可以安装在发电侧的风电场、光伏电站和火电厂等，也可以在用户侧的小区、楼宇、工商企业等地；既可以与其他发电机组联合，也可以独立提供服务；而且发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业均可以投资建设储能设施。四是提出了电储能设施充放电价格机制以及参与门槛，既对储能系统提出了要求和约束，也为其实现经济运行创造了条件。最后一点是提出了切实可行的保障措施，对电网企业、调度机构、储能业主单位和政府部门都提出了要求，为项目落实实施提供了保障支持。
3.2政策推动下，储能参与调峰调频项目正在规划和部署中
政策出台后反响强烈，整个产业对未来储能的发展充满了信心。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）最新预测，按常规场景，到2020年全国储能技术的累计装机量将达到14.5GW（含储热，不含抽水蓄能）；按理想场景，到2020年全国储能技术的累计装机量将达到24.2GW（含储热，不含抽水蓄能）[7]。
最近一段时间，在市场需求和政策的双重推动下，与调峰调频、促进大规模可再生能源消纳相关的一系列大规模储能系统正在规划和部署当中，一些调峰调频储能电站建设运行的新模式也在探讨中。代表性项目如下：
（1）大连国家级大型化学储能示范项目。2016年4月，国家能源局首次批准建设国家级大型化学储能示范项目，项目建设规模为20万千瓦／80万千瓦时（200MW/800MWh），将分两期规划建设。国家能源局曾组织国家级电力系统研究机构对区域大型电池储能电站项目的技术方案和工程方案进行了论证，认为在大连建设大规模储能调峰电站对提高区域电网调峰能力、提高大连南部地区供电可靠性、促进电池储能技术的发展具有积极促进作用。
（2）二连浩特微网群示范项目。根据国家能源局的批复和内蒙古自治区发改委的通知，二连浩特将开展微网群项目，项目分为7个集群，建设规模为2.535GW的新能源发电装机和160MW的储能，建设期为2年。国家能源局要求按照“供需基本平衡、多余电力上网、主网补充调节”的原则，探索大规模可再生能源的的创新利用方式及发展模式，所发电量要确保就地消纳，以此提高可再生能源发展规模及利用水平，验证储能对于项目安全、稳定、高效运行的关键性作用。
3.3储能参与调峰调频服务新模式的探讨
2016年7月，由中国电科院、比亚迪、中关村储能产业技术联盟及中国化工学会储能专委会联合举办了“大规模储能配合新能源发电专题研讨会”。会上大家共同认为，中国储能在可再生能源发电应用中面临的最主要问题是缺乏盈利模式，导致储能电站运营存在困难。
理论上，储能可以实现改善风电质量、减轻电网压力、参与电力市场提供辅助服务等多重应用价值，但由于目前尚没有明确的参与机制与结算方式，由此导致储能价值难以正确衡量，并获得相应回报。另一方面，现阶段安装在风光基地的储能系统，由风光电站负责运营，因此电网不能从全局最优化的角度调度储能资源，储能可实现的功能大打折扣；由此导致储能系统与风光电站捆绑运营时，还需区分风光电站和电网的收益才能正确结算，因此对最后付费机制的设定，也造成了一定的困难。
为了解决以上难题，比亚迪提出了在集中式风光电站区域建设独立电池储能电站的构想，希望通过协调区域内风光电站和储能电站的运行，在目前成本水平下，最大程度上发挥储能电站的价值，帮助解决可再生新能源消纳难题。独立储能电站具有以下优点：
（1）独立型储能电站可由电网直接调度，类似于小型抽水蓄能电站，为电网提供调峰、调频、备用、跟踪计划发电、平滑风电出力等多种服务。
（2）储能电站独立运营，其调节电量容易统计，服务的种类及计量也相对容易，因此会一定程度上简化储能电站的运营难度。
（3）独立储能电站与发电设备彻底分开，在投资界面上，主体清晰明确，在进行投资评估时，投资评估的难度也会相应降低。
（4）与发电设备分开，更容易明晰储能本身的价值，政策和补贴的针对性更强。
4对储能发展政策支持的进一步思考
发电侧大型储能电站具有规模大、设备单位成本低，土地建设投入少、电网配套投资低等优势，对快速、大范围的解决各地调峰调频资源不足问题现实意义大，能够在中短期内促进可再生能源消纳，缓解日益突出的弃风、弃光问题，提高电网安全稳定运行水平。
此外，研究建设独立的储能装置作为电力系统的常规可控设备参与调度运行，能够挖掘电储能更广的应用途径和更稳定的运营方式。储能系统在不同的位置、环节、时期的作用不同，是可以优化协调协同发展的，因此应该开展发电侧、用户侧、电网侧储能应用的统筹发展机制研究，为将来出台储能规划和其他政策提供依据和支撑。具体来讲，进一步支持储能参与调峰调频服务的有关政策思考包括：
（1）明确参与调峰调频储能电站建设的补贴或计费方式。避免只考虑一次性建设补贴，建议按服务效果设立明确的储能调峰调频价格机制。
（2）制定更严格的风电、光伏并网规则，提高风电、光伏的电能质量的同时，突出储能应用价值。
（3）储能建设的投资方应向独立于电网的第三方转移，而电网将主要承担为储能设施接入电网提供服务、计量与结算、协助建立辅助服务市场等责任。
（4）制订储能电站运行安全、施工安全监督管理办法等政策，明确储能电站、电网的运行安全责任，保障电网安全稳定运行。
经过十多年的发展，储能已经从技术研发、示范应用走向了大规模、商业化发展的道路。储能的发展不仅契合了我国低碳绿色能源战略的宗旨、顺应了高效智能电力系统发展的主题，也是未来能源互联网建设发展的重要环节。储能产业的发展既需要自身技术的创新、成本效益的优化、标准规范的设立，也需要国家政策的大力支持和推动。作为推动产业发展的引擎，政策对于储能产业参与电力系统的市场机制的设立、电价的核定、企业技术创新的激励、应用规模的扩大、社会资本的进入都具有至关重要的作用。
《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》的出台，给储能参与电网调度、促进可再生能源的接入打下了基础，储能从业者也热切盼望着，随着试点工作的进一步铺开，可以探索出储能参与辅助服务的多种模式、合理的结算方式，尽快实现储能技术在全国范围大规模商业化应用。
