主要觀點如下：
（1）大連儲能電站主要用于移峰填谷以及提供備用、電壓支撐等輔助服務。大連儲能電站的產品特性主要包括兩大類，一是能量效用，包括頂峰和填谷；二是輔助服務效用，包括備用、黑啟動和電壓支撐。
（2）大連儲能電站成本比較高。一是單位造價高，目前高于常規(guī)抽水蓄能電站；二是固定成本高，按15年運營期，滿足內部收益率7%計算，每千瓦時的固定成本約為1.86元；三是與儲蓄電站面臨同樣的問題，即電站的變動成本取決于儲能時的購電價格。
（3）理想情況下，儲能電站的收入主要包括高價發(fā)電收入、需求側響應收入、備用等輔助服務收入以及地板價購電等四個來源。理想層面是兩個含義，一個是技術成熟了，第二個就是建立了成熟的現(xiàn)代意義的電力市場。在這樣一個成熟的或者理想的條件下，儲能電站的收入應當包括四個來源，第一個來源是高峰時段的能量收入。其又包括兩塊，一塊是在高峰時段賣高價格；另一塊是基于儲能的可調性以及雙邊交易模式市場中的平衡機制，取得平衡市場的收入，這也是能量收入的一部分。第二個來源是需求側響應收入。在一個競爭性的批發(fā)市場中，儲能電站在一定條件下可以做一個負發(fā)電機，在平衡市場的時候，如果需要減負荷，儲能可以提供該服務，并獲得這部分收入。第三個來源是備用、黑起動、電壓支持等輔助服務。第四個來源是地板價購電。這是儲能盈利的一個重要支點，即在系統(tǒng)電價最低的時候買電。在遼寧等高比例可再生能源接入地區(qū)，由于大量熱電聯(lián)產機組壓負荷困難，低谷時段調峰問題十分突出。在競爭性市場中，風電出力較大、供熱機組調峰困難的谷段電價應該是非常便宜的，可以是零電價，甚至負電價。如果儲能此時充電，就會有非常重要的收入來源。但是目前在我國管制電價的情況下，我國價格體系中沒有發(fā)電側分時電價，無法反映儲能在以上低谷時段的價值。
（4）對于大連儲能電站，現(xiàn)行體制條件下宜實施“電量電價+容量電價”的電價結構，市場化電力體制下可施行“電量電價+政府授權輔助服務合同價格”的電價結構。現(xiàn)行體制條件下，電量電價應體現(xiàn)儲能電站的“電量效用”，可以暫執(zhí)行實行煤電標桿價格標準。購電價格招標決定，或“直接交易”決定。容量電價反映儲能電站“系統(tǒng)效用”和對實驗項目的支持。容量電價應基于投資成本核定，容量電費暫由遼寧省電網公司支付，通過終端用戶統(tǒng)一加價的方式，由所有用戶共同承擔。具體的容量電價標準，還應綜合考慮電量電價、充電電價的實際水平對項目收支平衡的整體影響。市場化電力體制下，儲能電價結構為“電量電價+政府授權輔助服務合同價格”。將政府定價改為政府授權合同，以使政府的支持政策為競爭型電力市場的規(guī)則所包容。政府授權系統(tǒng)運營商與電池儲能企業(yè)簽訂長期合同，電池儲能企業(yè)來自于市場競爭的收入少于企業(yè)合理收入需求的部分，由授權系統(tǒng)運營商以“輔助服務固定費用”的名目，定期向電池儲能企業(yè)支付。系統(tǒng)運營商的此項費用支出，仍計入系統(tǒng)輔助服務的總成本，通過“調度費”或“系統(tǒng)管理費”的途徑，按電量分攤給所有的電力用戶。
（三）儲能產業(yè)對國家儲能定價機制的期待
圓桌討論環(huán)節(jié)由國網能源研究院副院長蔣莉萍女士主持，中國電力科學研究院教授級高工來小康先生、原國網遼寧電力公司總工程師王芝茗先生、中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟理事長俞振華先生、中國能源網首席信息管韓曉平、南都電源能源互聯(lián)網公司總經理王大為先生、大連融科儲能技術發(fā)展有限公司副總工程師劉宗浩先生、索英電氣董事長王仕城先生、沃太能源董事長袁宏亮先生等來自電網公司、儲能產業(yè)、科研院所的多名專家積極建言獻策。
與會專家圍繞儲能如何定價開展了深入討論，并提出了一些建議。主要觀點總結如下。
1)大規(guī)模可再生能源并網為電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定經濟運行帶來挑戰(zhàn)，對系統(tǒng)運行靈活性提出更高要求，儲能是實現(xiàn)未來高比例可再生能源并網的重要支撐技術。一方面，風光的波動性與不確定性問題使得電力系統(tǒng)凈負荷峰谷特性發(fā)生較大變化，系統(tǒng)靈活性資源匱乏的問題凸顯，亟需在傳統(tǒng)調頻、調峰手段之外增強系統(tǒng)靈活調節(jié)能力。目前在局部地區(qū)由于調峰資源等缺失，已經面臨嚴重的棄風、棄光問題，造成大量投資浪費。另一方面，大量分布式可再生能源接入配電網，引起配電網潮流雙向流動，部分時段甚至超出了傳統(tǒng)配電網的設計范圍，亟需加強配電網電壓和潮流控制的調節(jié)措施。展望“十三五”，風電、光伏仍將進一步快速發(fā)展，如何促進高比例可再生能源高效消納是我國電力系統(tǒng)乃至能源系統(tǒng)轉型面臨的一個重要問題。與會專家一致認為，儲能技術響應速度快、調節(jié)范圍廣、配置靈活、可實現(xiàn)能量的時間遷移等特點，是實現(xiàn)未來高比例可再生能源發(fā)展的重要支撐技術。例如，相比于發(fā)電機，儲能可以發(fā)出負功率，類似負荷，必要時刻可以有效緩解系統(tǒng)調峰壓力；相比于負荷，儲能能夠發(fā)電，類似電源，必要時刻可以為電網電壓和頻率穩(wěn)定等提供支撐。
2)新一輪電力市場建設為儲能通過電力市場發(fā)現(xiàn)價格提供了基礎條件，也為儲能的應用提供了廣闊空間。自2014年10月在深圳啟動了輸配電價改革試點以來，輸配電價改革由點及面，逐步擴大，除2015年的6個省級電網試點之外，今年年底還將完成12個省級電網和1個區(qū)域電網的輸配電價核定。同時，電力市場化交易也在加速推進。新一輪市場化改革為儲能通過電力市場發(fā)現(xiàn)價格提供了基礎條件。此外，隨著我國售電以及增量配網市場放開，未來儲能在智能建筑、電動汽車充電服務、先進制造業(yè)基地建設、新農村建設、精準扶貧等領域的技術和商業(yè)模式創(chuàng)新有很大空間，通過“互聯(lián)網+智慧能源”，有望實現(xiàn)儲能成本在更大應用領域和范圍的分攤，推動儲能快速發(fā)展。例如，與會專家提出，可以進一步從用戶服務創(chuàng)新與用戶體驗提升的角度思考儲能的商業(yè)前景，找到可持續(xù)的贏利點。
3)傳統(tǒng)的電力定價模式已經不再適應，迫切需要新的機制來體現(xiàn)儲能技術多功能作用所帶來的價值。在沒有儲能的情況下，我國的電力定價體系已經十分復雜。與會專家認為，考慮儲能本身技術種類和技術路線繁多，不同儲能技術之間成本以及不同儲能技術效果的差異非常大，單獨為每一種不同儲能技術定價很難實現(xiàn)。
4)最佳的方式在于認可儲能技術在現(xiàn)代電力系統(tǒng)中的作用，給儲能設施全面參與電力市場的準入許可，使其在不同的應用場景中與其他技術手段進行競爭，在競爭中發(fā)現(xiàn)價值，并建立可持續(xù)的盈利模式。公平競爭的平臺有利于找到最高效的解決方案，實現(xiàn)資源的優(yōu)化配置。以美國為例，美國部分州的市場規(guī)則允許滿足一定容量需求的快速儲能參與調頻等市場品種，既滿足了電網需求，也增加了儲能收益。又如，美國加州光伏發(fā)展較快，隨著光伏規(guī)模的增加，未來將面臨典型的“鴨形”曲線問題，電網調峰將十分困難，對系統(tǒng)資源的爬坡能力提出很高要求。目前加州正在市場中嘗試加入靈活性產品，激勵包括儲能在內的各類資源提高爬坡、快速啟動等能力。由于我國大部分地區(qū)并沒有給予儲能在相關領域服務的獨立準入地位，不僅難以實現(xiàn)資源優(yōu)化配置，在一定程度上阻礙了儲能在電網中充分獲益。與會專家認為，未來電力市場建設以及儲能試點示范機制設計中，應當給予儲能系統(tǒng)參與市場競爭的合理市場地位，促進儲能在不同的應用場景中與其他技術手段競爭，在競爭中發(fā)現(xiàn)價值，并實現(xiàn)盈利。
5)大環(huán)境的營造是支持儲能發(fā)展的最重要方面。現(xiàn)階段，在營造儲能發(fā)展環(huán)境方面，可以采取以下措施：
a.適當擴大峰谷電價用戶范圍，為儲能在用戶側的發(fā)展營造良好的環(huán)境。安裝于用戶側，通過電量轉移和用戶側峰谷價差實現(xiàn)套利是我國儲能應用的主要商業(yè)模式之一。根據(jù)部分與會業(yè)內專家的測算，當用戶側峰谷價差達到每千瓦時0.75元以上時，儲能才具有獲利的可能。成熟的市場環(huán)境下，用戶側峰谷價差是根據(jù)市場供需情況自然形成的。我國目前的用戶側電價價格隨供需變化的靈活性還不夠，尚處于政府定價階段。考慮儲能技術的應用，可以考慮擴大執(zhí)行峰谷電價的用戶范圍，并進一步完善用戶側峰谷電價的定價機制。
b.完善兩部制電價，體現(xiàn)儲能電站的電量效益和系統(tǒng)效益。電量電價應體現(xiàn)儲能電站的“電量效用”，可以參照發(fā)電側煤電標桿價格。隨著市場化的推進，購電價格可以招標決定，或“直接交易”決定。容量電價應反映儲能電站“系統(tǒng)效用”。
c.允許儲能設施參與正在建設中的電力市場。例如，允許儲能參與輔助服務市場。目前東北試點的調峰輔助服務市場，已經允許電儲能參與。未來，還需要充分考慮新能源并網、能源轉型等對靈活性資源需求，在市場架構、市場規(guī)則設計等方面進一步細化，并界定相關服務的受益方，促使儲能能夠在各類細分市場中找到自己的價值和盈利點。
6)產業(yè)起步階段，可以考慮給予儲能技術一定的補貼、稅收減免等政策扶持，但需要注意防范政策制定過程中可能引發(fā)的風險。從國際經驗來看，在儲能產業(yè)培育初期有必要給予一定的政策扶持。在支持性政策方面，與會專家提出了適當給予中央與地方財政補貼、對容量利用小時數(shù)高和負荷峰谷差小的用戶適當減免基本電費、給予稅收減免、加大需求側響應補貼并確保補貼能夠落實到儲能設施投資運營商手中等措施建議。與會專家同時指出，對儲能的產業(yè)支持政策要吸取我國過去在風電、光伏以及電動汽車等領域產業(yè)政策的教訓和經驗，注意防范政策制定過程中可能引發(fā)的風險。一是要避免過度補貼，應同步加快產業(yè)技術標準、檢測認證、市場準入、安全管理、電池回收等配套監(jiān)管體系建設，避免出現(xiàn)以賺取政府補貼為導向的低水平發(fā)展局面，規(guī)避出現(xiàn)“騙補”的道德風險；二是政府的補貼機制設計要遵循技術中立原則，政府補貼不宜直接針對具體儲能技術路線，并應給予與儲能有類似效果的其他靈活性調節(jié)手段同等政策待遇；三是補貼和稅收支持機制要堅持有序退坡原則，應合理確定儲能有關支持政策的退坡與退出路線圖，為企業(yè)投資運營提供穩(wěn)定預期，激勵企業(yè)通過持續(xù)創(chuàng)新降本增效，同時將政府財政支出控制在合理范圍內；四是補貼機制要強化效果導向，從以往風電、光伏以及電動汽車等產業(yè)發(fā)展經驗來看，基于投資規(guī)模的財政補貼政策效果往往不佳，建議采取以實際儲放電量與功率為基準的儲能補貼機制，鼓勵企業(yè)持續(xù)提升實際運營績效，盡快具備脫離補貼獨立發(fā)展的能力。
北京國際能源專家俱樂部總裁陳新華博士最后作發(fā)言總結。主要觀點如下：
1)落實國家對儲能發(fā)展的高度重視，迫切需要制定切實的政策措施。我國在各類規(guī)劃中都將儲能的發(fā)展放在重要的位置，但是目前尚缺乏明確的政策措施。第一，從國際上來看，美國、日本、德國等國家的儲能政策環(huán)境相對完善，而我國還有較大差距。第二，我國已經有了較大規(guī)模的儲能規(guī)劃，但是還沒有清晰的商業(yè)模式和贏利點，大規(guī)模建設很可能造成極大的浪費。比如2015年底儲能規(guī)模只有141兆瓦，現(xiàn)在規(guī)劃要建的是1200兆瓦。但是目前我國儲能的商業(yè)模式還不清晰，贏利點還不確定。第三，目前儲能主要依靠用戶側峰谷價差，通過電量套利獲得收益，在電網調峰、調頻、輔助服務乃至全社會效益等方面的價值還沒有體現(xiàn)，亟需彌補這些空白，更加全面的反映儲能價值。
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