得益于动力电池领域的快速发展，电化学储能技术以其成本和技术优势，逐步在电力系统中得到广泛应用。在中国电力市场化改革进程中，能源及电力建设相关企业对电化学储能在电力系统的大规模应用都给予高度关注。目前电化学储能技术应用逐步由示范转向商业化运营初期阶段，但市场机制尚未成熟，投资主体和收益模式尚处于探索阶段，项目经济性存在不确定性，且缺乏储能和电网的统筹规划，在接入、运行管理方面缺乏相关规定。需要基于其应用场景和经济性分析，针对电化学储能在近中期发展中需要解决的关键问题开展全面研究，并提出促进电化学储能健康有序发展的相关建议。
论文所解决的问题及意义
针对电化学储能在电力系统中广泛应用中面临的一系列现实问题，文章从发展规模、技术经济性、政策环境等方面阐述了中国电化学储能发展现状，提出电化学储能在电力系统中的具体应用场景、商业模式和投资回报机制，并量化分析了不同场景下的项目经济性，围绕项目投资属性、储能与电网及抽蓄统筹规划、电价及市场机制、储能接入和调度运行管理、电化学储能安全问题、储能云共享平台等6个关键问题分别进行分析，给出了需要解决和关注的重点方向，并提出相关政策建议，以期促进电化学储能健康有序发展。
论文重点内容
（1）对于电源侧储能，新能源电站减少弃电增收模式在电价较高的新能源电站有一定盈利空间，调频辅助服务模式面临优质项目减少、未来调频市场空间饱和等收益风险。
（2）对于电网侧储能，目前尚没有成熟可推广的投资回收机制，潜在的收益模式中，计入有效资产可以保证合理收益水平，容量电价模式存在疏导困难，难以大范围推广，辅助服务市场模式是未来主要趋势之一，收益水平完全由市场确定。
（3）对于客户侧储能，需量管理和峰谷价差共同回收模式下，储能盈利性水平主要与峰谷价差、储能投资建设成本、循环次数、充放电模式、用户分成比例以及对需量降低的效率影响等指标有关。通过建立储能成本分析模式进行经济性测算，当前，普通工业和大工业用户安装储能仅少部分省份能实现盈亏平衡，随着储能技术经济性提升，按工业电价降价前目录电价计算，2020年已具有较好的盈利性。按照2019年工业电价水平下降要求，在北京市降价模式下（峰、平、谷价格统一下降同一额度，峰谷价差和峰平价差保持不变），储能收益略有提升，在多数省份采用的河北省降价模式下（下降比例基本相同，峰谷价差和峰平价差缩小），储能收益将明显下降。
表1 客户侧储能不同收益模式的收益水平测算
（4）在储能与电网、抽蓄统筹规划方面，应将储能纳入电网规划，合理确定储能发展规模、设施布局、接入范围和建设时序，纳入电网规划并滚动调整；抽水蓄能作为系统级的调节手段，需要保持一定发展规模，应将其与电化学储能进行统筹规划。
（5）在电价和市场机制方面，结合国外电化学储能在电网中应用的市场机制经验以及中国实际情况，适应电网侧储能参与的中国市场机制设计应遵循3个原则：一是明确储能应用的市场准入条件和主体定位；二是市场机制设计要因地制宜、分步实施；三是储能参与市场机制应遵循系统需求进行市场总体设计和资源统筹，并根据需要不断调整。
（6）在储能接入和调度运行管理方面，与电源建设一并考虑的电源侧储能和独立的调峰调频储能，参照常规电源接入管理办法执行，实现可观、可测、可控；提升电网安全稳定水平的电网侧储能为独立的并网运行系统（设备），参照电网设备建设管理办法，接入调度自动化系统；客户侧储能参照分布式电源管理办法执行，实现可观、可测、必要时可控。
研究结论
在近中期，促进电化学储能在电力系统中的健康有序发展，要推动集中式新能源储能配置技术要求，利用储能改善新能源并网消纳问题；建立峰谷分时电价的动态调整机制，以不同地区的负荷特性改善需求引导储能有序发展；考虑将保障系统安全和保障输配电功能等特殊应用场景的电网侧储能纳入下一轮输配电价监管，通过示范项目实际运行状态数据分析，合理评估电网侧储能核定成本；建立健全辅助服务和电力现货市场交易机制，以市场化机制引导储能产业健康发展。
