本文介绍了我国储能产业发展及市场化建设现状；分析了我国储能发展面临的经济性相对薄弱、管理规则尚不健全、市场交易机制及成本利益分配制度尚不完善等诸多障碍。
图 1 我国储能类型
一、我国储能发展及市场化建设现状
我国的储能按照类别可以分为电储能、热储能和氢储能三大类别，其中电储能是最主要的储能方式。电储能包括电化学储能和机械储能两种类型，我国目前较为常用的电化学储能包括锂离子电池、铅蓄电池及钠硫电池三类；较为常见的机械储能包括抽水蓄能、压缩空气储能以及飞轮储能三类。
储能在电力系统各环节中的价值可以从电量价值、容量价值和辅助服务价值三个方面体现。
在能量市场中，储能通过充放电量体现自身电量价值，然而目前来看，储能的收益无法抵消电池老化和循环效率造成的损失。
在容量价值方面，储能通过提供备用服务获取收益，然而由于机会成本较高，经济性也不强。
目前我国储能主要通过参与辅助服务市场，通过与新能源配套建设促进新能源消纳或提供系统调峰调频服务体现自身价值，青海等省份明确规定了鼓励储能参与中长期交易等批发市场，但尚无较多实践。
在市场参与形式上，储能作为独立主体参与电力市场一直是改革重点；聚合储能作为储能参与电力市场的另一种形式，以江苏、华北为代表的地区明确鼓励综合能源服务商聚合可调资源参与调峰；目前，随着储能产业的发展步伐加快以及各地试点的尝试和探索，储能市场化交易的结算价格整体呈下降趋势。
二、我国储能产业发展及参与市场面临的障碍
建设成本与经济性风险
由于我国储能产业目前仍处于发展阶段，集中于运行阶段的补贴无法完全减少前期投资建设成本，降低投资风险，一些技术难度高、回报周期长的储能项目无法得到有效的激励，储能产业的高质量发展也受到局限。
作为一种新的灵活性调节资源，储能在我国快速蓬勃发展的稳定预期已经形成，但是经济性和盈利性仍然是我国储能商业化进程中的巨大障碍。此外，我国目前的储能项目盈利模式仍相对单一，储能价值回报空间有限，依托峰谷价差收益不仅无法弥补项目投资，还存在着巨大的不确定性和政策风险。
储能产业管理规则不健全
随着我国储能产业发展的规模化进程加速，储能在行政审批流程、并网调度规则、系统安全标准、产品检测认证等方面的制度欠缺也逐渐暴露出来。在行政审批流程方面，目前我国各地储能项目备案管理的操作流程和所属部门仍无明确规定，各地方政府对于储能项目管理的制度要求差异也较大。在并网调度规则方面，目前对于储能系统接入电网的电压等级和电能质量要求、储能逆变器的继电保护、单个并网点的储能功率控制、储能系统并网测试验收要求等方面都尚无明确、统一而简化的规定。
另一方面，储能技术标准的缺位也是储能产业的巨大隐患。我国储能系统的发展有多种技术路线，虽然经过多年的示范发展，但技术路线仍未定形。我国的储能技术可以分为电储能、热储能和氢储能三大类别，当前主流的电化学储能技术又包括有铅碳电池、锂离子电池等多种技术，他们性能特点和经济性各不相同。在我国众多储能产品与技术并存的情况下，如果行业技术标准缺乏明确指标，会对储能产业造成严重不良影响。
储能参与市场交易机制不成熟
我国储能建设与电力市场改革目前仍都处于发展阶段，电力市场中针对储能系统的交易机制尚不健全，储能的多元价值无法在市场机制中完全体现。在我国电力市场交易品种有限、规则尚不完善的情况下，储能在交易的过程中往往与其他主体一样，仅以电量单一指标进行价值测量，储能系统独有的快速响应特性、灵活调峰调频优势的市场价值无法得到完全体现。
储能成本利益分配制度不完善
目前我国储能与其他主体联合参与市场的利益分配计算方式主要以政府的文件规定为主，以电量为指标进行收益补偿费用的计量，储能资源的灵活性优势无法得到完全发挥，储能系统的市场价值尚未得到真实体现。并且按照现行辅助服务市场补偿标准，辅助服务费用由发电机组单方面承担，而终端用户却无需承担相应的费用。补偿成本将分配给低于其自身服务强度的机组，储能与发电主体参与市场的积极性均未获得有效激励。（作者：董军）
