二是经济性成为未来储能市场健康持续发展的关键。经储能联盟统计，我国已规划的储能项目装机达1.2GW，对比目前141.4MW的装机容量，可见未来发展提速态势十分明显。虽然储能在不同应用模式下的盈利点逐步清晰，但无论是风光电站配置储能、储能提供辅助服务、用电侧配置储能，储能的投资回报期都比较长。例如，辅助服务的投资回报期是5年左右，而用户侧可能达7-8年。为使未来储能市场健康有序发展，在降低技术成本的同时，提高储能运营的经济性是关键。积极开发储能的潜在应用价值，储能产生的社会效益不容忽视。
三是储能政策的出台将是推动产业健康有序发展的重要引擎。在相应的市场机制缺乏的情况下，储能的一些潜在价值，例如用户侧储能作为备用电源的价值，无法体现为收益，从而造成储能的投资回报期并不理想。近期国家出台的调频调峰辅助服务政策，已经给予储能项目一定的准入权利，但运营机制有待进一步细化。从现有政策来看，要进一步挖掘储能项目的更多收益，还有很长的路要走。建议首先制定产业发展的指导性政策，包括储能的标准体系、市场规范以及区域性试点示范项目相关政策等；进一步地，建立储能参与市场的准入机制以及定价机制，包括尖峰电价、峰谷电价等；并探讨在定价机制不到位的阶段，给予一定补贴的必要性和可行性，推动储能市场健康持续发展。
（二）大连储能电价形成机制研究
国家发改委市场与价格研究所原所长刘树杰做了《大连储能电价形成机制研究》的报告。以大连储能电站项目为案例，刘所长介绍了储能电价形成机制，提出了设计储能电站上网电价形成机制的基本原则，并从近期和远期分别提出了储能电价形成机制的政策建议。
主要观点如下：
（1）大连储能电站主要用于移峰填谷以及提供备用、电压支撑等辅助服务。大连储能电站的产品特性主要包括两大类，一是能量效用，包括顶峰和填谷；二是辅助服务效用，包括备用、黑启动和电压支撑。
（2）大连储能电站成本比较高。一是单位造价高，目前高于常规抽水蓄能电站；二是固定成本高，按15年运营期，满足内部收益率7%计算，每千瓦时的固定成本约为1.86元；三是与储蓄电站面临同样的问题，即电站的变动成本取决于储能时的购电价格。
（3）理想情况下，储能电站的收入主要包括高价发电收入、需求侧响应收入、备用等辅助服务收入以及地板价购电等四个来源。理想层面是两个含义，一个是技术成熟了，第二个就是建立了成熟的现代意义的电力市场。在这样一个成熟的或者理想的条件下，储能电站的收入应当包括四个来源，第一个来源是高峰时段的能量收入。其又包括两块，一块是在高峰时段卖高价格；另一块是基于储能的可调性以及双边交易模式市场中的平衡机制，取得平衡市场的收入，这也是能量收入的一部分。第二个来源是需求侧响应收入。在一个竞争性的批发市场中，储能电站在一定条件下可以做一个负发电机，在平衡市场的时候，如果需要减负荷，储能可以提供该服务，并获得这部分收入。第三个来源是备用、黑起动、电压支持等辅助服务。第四个来源是地板价购电。这是储能盈利的一个重要支点，即在系统电价最低的时候买电。在辽宁等高比例可再生能源接入地区，由于大量热电联产机组压负荷困难，低谷时段调峰问题十分突出。在竞争性市场中，风电出力较大、供热机组调峰困难的谷段电价应该是非常便宜的，可以是零电价，甚至负电价。如果储能此时充电，就会有非常重要的收入来源。但是目前在我国管制电价的情况下，我国价格体系中没有发电侧分时电价，无法反映储能在以上低谷时段的价值。
（4）对于大连储能电站，现行体制条件下宜实施“电量电价+容量电价”的电价结构，市场化电力体制下可施行“电量电价+政府授权辅助服务合同价格”的电价结构。现行体制条件下，电量电价应体现储能电站的“电量效用”，可以暂执行实行煤电标杆价格标准。购电价格招标决定，或“直接交易”决定。容量电价反映储能电站“系统效用”和对实验项目的支持。容量电价应基于投资成本核定，容量电费暂由辽宁省电网公司支付，通过终端用户统一加价的方式，由所有用户共同承担。具体的容量电价标准，还应综合考虑电量电价、充电电价的实际水平对项目收支平衡的整体影响。市场化电力体制下，储能电价结构为“电量电价+政府授权辅助服务合同价格”。将政府定价改为政府授权合同，以使政府的支持政策为竞争型电力市场的规则所包容。政府授权系统运营商与电池储能企业签订长期合同，电池储能企业来自于市场竞争的收入少于企业合理收入需求的部分，由授权系统运营商以“辅助服务固定费用”的名目，定期向电池储能企业支付。系统运营商的此项费用支出，仍计入系统辅助服务的总成本，通过“调度费”或“系统管理费”的途径，按电量分摊给所有的电力用户。
（三）储能产业对国家储能定价机制的期待
圆桌讨论环节由国网能源研究院副院长蒋莉萍女士主持，中国电力科学研究院教授级高工来小康先生、原国网辽宁电力公司总工程师王芝茗先生、中关村储能联盟理事长俞振华先生、中国能源网首席信息管韩晓平、南都电源能源互联网公司总经理王大为先生、大连融科储能技术发展有限公司副总工程师刘宗浩先生、索英电气董事长王仕城先生、沃太能源董事长袁宏亮先生等来自电网公司、储能产业、科研院所的多名专家积极建言献策。
与会专家围绕储能如何定价开展了深入讨论，并提出了一些建议。主要观点总结如下：
1)大规模可再生能源并网为电力系统的安全稳定经济运行带来挑战，对系统运行灵活性提出更高要求，储能是实现未来高比例可再生能源并网的重要支撑技术。一方面，风光的波动性与不确定性问题使得电力系统净负荷峰谷特性发生较大变化，系统灵活性资源匮乏的问题凸显，亟需在传统调频、调峰手段之外增强系统灵活调节能力。目前在局部地区由于调峰资源等缺失，已经面临严重的弃风、弃光问题，造成大量投资浪费。另一方面，大量分布式可再生能源接入配电网，引起配电网潮流双向流动，部分时段甚至超出了传统配电网的设计范围，亟需加强配电网电压和潮流控制的调节措施。展望“十三五”，风电、光伏仍将进一步快速发展，如何促进高比例可再生能源高效消纳是我国电力系统乃至能源系统转型面临的一个重要问题。与会专家一致认为，储能技术响应速度快、调节范围广、配置灵活、可实现能量的时间迁移等特点，是实现未来高比例可再生能源发展的重要支撑技术。例如，相比于发电机，储能可以发出负功率，类似负荷，必要时刻可以有效缓解系统调峰压力；相比于负荷，储能能够发电，类似电源，必要时刻可以为电网电压和频率稳定等提供支撑。
2)新一轮电力市场建设为储能通过电力市场发现价格提供了基础条件，也为储能的应用提供了广阔空间。自2014年10月在深圳启动了输配电价改革试点以来，输配电价改革由点及面，逐步扩大，除2015年的6个省级电网试点之外，今年年底还将完成12个省级电网和1个区域电网的输配电价核定。同时，电力市场化交易也在加速推进。新一轮市场化改革为储能通过电力市场发现价格提供了基础条件。此外，随着我国售电以及增量配网市场放开，未来储能在智能建筑、电动汽车充电服务、先进制造业基地建设、新农村建设、精准扶贫等领域的技术和商业模式创新有很大空间，通过“互联网+智慧能源”，有望实现储能成本在更大应用领域和范围的分摊，推动储能快速发展。例如，与会专家提出，可以进一步从用户服务创新与用户体验提升的角度思考储能的商业前景，找到可持续的赢利点。
3)传统的电力定价模式已经不再适应，迫切需要新的机制来体现储能技术多功能作用所带来的价值。在没有储能的情况下，我国的电力定价体系已经十分复杂。与会专家认为，考虑储能本身技术种类和技术路线繁多，不同储能技术之间成本以及不同储能技术效果的差异非常大，单独为每一种不同储能技术定价很难实现。
4)最佳的方式在于认可储能技术在现代电力系统中的作用，给储能设施全面参与电力市场的准入许可，使其在不同的应用场景中与其他技术手段进行竞争，在竞争中发现价值，并建立可持续的盈利模式。公平竞争的平台有利于找到最高效的解决方案，实现资源的优化配置。以美国为例，美国部分州的市场规则允许满足一定容量需求的快速储能参与调频等市场品种，既满足了电网需求，也增加了储能收益。又如，美国加州光伏发展较快，随着光伏规模的增加，未来将面临典型的“鸭形”曲线问题，电网调峰将十分困难，对系统资源的爬坡能力提出很高要求。目前加州正在市场中尝试加入灵活性产品，激励包括储能在内的各类资源提高爬坡、快速启动等能力。由于我国大部分地区并没有给予储能在相关领域服务的独立准入地位，不仅难以实现资源优化配置，在一定程度上阻碍了储能在电网中充分获益。与会专家认为，未来电力市场建设以及储能试点示范机制设计中，应当给予储能系统参与市场竞争的合理市场地位，促进储能在不同的应用场景中与其他技术手段竞争，在竞争中发现价值，并实现盈利。
