中国现在处于一个电力系统改革的起步阶段，在能源互联网等等新兴技术的促进之下，对储能技术有很大的期望。

　　储能在国际储能技术应用方面主要是抽水储能，中国也是一样。中国大量的储能技术资源来自于抽水储能，锂离子电池和化学电池还处于起步阶段。现阶段，在所有的化学储能里锂离子电池为主的发展最多，从2012年开始储能技术在中国真正开始起步，2016年的装机量大概为189MW，最近几年的发展速度很快，去年增加了34%。

　　对于中国的储能到底怎么应用，国家发改委能源研究所能源经济中心主任高虎先生谈到：“这一点挺尴尬的，大家都认为储能好，但是储能的热点很明显，就是太贵了，现在中国也没有特别好的能够像光伏的补贴政策，或者是类似的市场机制，或者说在德国、日本、韩国相关的市场机制能够很好的促进发展，大量的可能是用于峰谷电价，这是已有的政策，它生存的空间是在中国已有的电力政策里去发展。比如说峰谷电价套利，利用尖峰电价和低谷电价的价差来生存。另外是参与调频辅助服务，也有比较好的商业化的案例在北京，这个工作也是来自于中国的一项政策，在2006年出台的发展厂并网的管理办法里有两个细则，我们称这两个细则对于火电机组调频的要求，锂离子电池参与了调频辅助服务。这两个应用化场景在中国目前，在化学储能方面是应用的两个代表，而且它也是在中国现有的政策之下很好的商业化发展的示范项目。”

　　从美国、德国的市场机制来看，储能根据供需形成分时电价信号，体现调峰资源价值，这中国现在还没有形成，中国现在还在朝向电力市场建设过程之中。第二个是辅助服务，在响应速度、调节精度、调节质量的市场，储能尽管挖掘了一部分市场的潜力，但是现在看还是远远不够。

　　德国、日本有很好的政策，但是这种政策可能并不适合中国。谈到补贴政策，高虎先生也有自己的见解：“其实就像光伏发电一样，原因也就在于中国现在可再生能源发展的量很大，也面临跟德国同样的困难，补贴压力太大。我们现在测算，去年底可再生能源补贴大概有600亿，到2020年的话可能在千亿级别，这个对中国的低碳发展来说负担太大了。对于储能也是同样的道理，储能远远比起步时候的光伏还要贵，所以怎么建立一个更好的政策，可能补贴不是一个选项。”

　　近年来政府发布了很多关于储能的相关政策，主要分为几类

　　一类是示范项目的建设。在“十二五”的时候就提出来中国要建一些目标性质的示范项目，目标导向还是非常明确的，同时在“十二五”期间也出台了一些微电网等等相关的政策。在2015年“十二五”最后一年也出台了一个指导意见，也提出来量化的尝试，利用和可再生能源相结合特征的项目。

　　第二类指明方向。2014年的时候，中国出台了一个战略行动计划，这个行动计划是中国着眼2020年非常重要的一个指导文件，这里面提出来在科技进步产业化发展方面也提出来储能要去解决可再生能源的并网消纳的问题，这应该是中国整个电力体制改革里程碑式的文件。谈到这里，高虎先生说：“为什么今天会有这么多人参会，为什么大家对储能这么关注，我想主要是源于于所谓的文件它给大家带来的前景。”

　　第三类：技术发展方向。国家能源局在“十三五”规划的第一年出台的一个科技计划，明确提出来我们在储能技术方面该怎么走。这个文件是我们目前为止真正的和电储能方面明确提出来的一个政策。它提出来在发电侧建设的电储能设施，可与发电机组联合参与调峰调频，或作为独立主体参与辅助服务市场交易。用户侧建设的储能设施，可作为独立市场主体或发电企业联合参与调频、深度调峰等辅助服务。”很遗憾的是，只选了几个试点，也明确了两个要求。第一：补偿和结算。因为核心就是市场盈利模式，明确了发电侧的储能放电量可以等同于发电厂的发电量，可以等同于火电厂的标杆电价。同时用户侧也可以选择执行高峰电价，或者自己选择低谷期的电价。放电量可以作为分布式电源向就近电力用户出售。

　　这里面提出来关于发电和用电的政策规定，在我们过去是不可能存在的，因为按照中国长期以来的类似于计划体制的一个电力市场运行体制的管理模型，这些是不可能存在的，包括电力法也不允许这些现象存在，所以这个政策是非常重要的一个政策。2015年出台了电力体制改革的9号文，2016年出台了这样一个政策，其实也是在落实在政策机制上创新的东西。

　　第四类就是发展规划。主要核心体现了中国在储能方面的一些大的设想，方向性的设想，这是工信部出台的。

　　高虎先生最后谈到：最近国家能源局出台的储能技术和产业发展的指导意见，更多的是想了解一下市场相关方对于储能怎么发展的态度。这里面我在重点任务里提出来这么几个内容。

　　第一个，研发示范就不再详述。

　　第二，在支撑可再生能源发展方面，也可以认为是储能在中国未来发展很大的一个应用场景，中国未来要发展到2020年到2.1亿千瓦的风电，1.1亿千瓦的光伏，现在是可以实现的。但是到2030年，数目要达到4亿和5亿。在那个时候如果不实现现有电力体制运行管理的机制、模式，包括技术手段，那么肯定是实现不了这样的目标的。所以在可再生能源应用场景上这个是非常大的一个应用场景。在可再生能源和储能的应用场景上只是在探索，没有明确提出来。

　　第三，促进电力系统灵活性，这个工程也是非常容易理解的。我们国家目前为止还是没有执行的，比如说火电上网标杆电价，就是政府定的水平，没有义务提供辅助服务。去年在东北开始了火电辅助服务的项目，储能也能够参照火电厂提供辅助服务的政策机制，主要核心就是去年在东北执行的辅助服务，也包括华北，两个细则里提出来的两个并网的辅助服务细则，允许储能系统参与辅助服务，参与调频相关的辅助服务。效果也是达到了和其他国家一样对于储能的设置目的，按效果付费，谁付费谁受益的效果机制。怎么能够实施这件事情，还是需要去归纳。还有是建立储能容量市场，在中国抽水蓄能已经制订了两部制电价。可以按照抽水蓄能的方式去运营和管理，这个当然也是一个政策选项。

　　第四，用户侧储能系统的支持政策，同样也是2016年3月份示范项目里提出来的思路，我支持你作为一个单独体，或者联合用户共同来作为市场主体去参与调频调峰这种辅助服务。发电侧如何和火电匹配，发电侧怎么和可再生能源匹配，以及在用户侧怎么提供电网支撑，现在是中国储能发展应用场景最大的三个方面。

　　谈到政策与产业的关系，高虎先生说到：“我想储能价格不管是政府定的两部制电价，还是储能与其他受益主体之间利益的分配，这样的一个价格机制应该是中国储能发展的方向，而不是说通过补贴。最终还是要通过市场改革来推动储能产业的发展。”

　　电力体制改革对储能的发展有很大的帮助。中国在售电侧改革，在微电网发展，在分布式的接入等等方面都创造了和2015年之前完全不一样的电力经营模式。很多人都说，如果十年以后储能能达到中国当前光伏发展的层次，中国的电力系统可能就会被重构了，因为发电上跟用户之间的关系已经完完全全不再是现有的实施交易的模式，包括中国可再生能源的发展也可能完全是零用一种发展模式，这是我们对于储能有非常大期待的原因。到底先有政策还是先有产业，可能是需要相互促进。