国内日趋严峻的新能源窝电现象，引起了行业监管部门的高度重视。国家能源局近日发布《关于促进电储能参与“三北”(华北、东北、西北)地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》(以下简称《通知》)，这是自储能纳入“十三五规划”后出台的第一个针对储能行业的政策。

《通知》明确电化学储能的辅助服务市场主体地位，并对储能的补偿、结算方式及电网接入和费用结算提出相应要求，并强调该《通知》适用于其他拟开展电储能参与电力辅助服务试点的地区。

从《通知》的核心内容可以看到，电储能的实施对象和应用场景与此前出台的《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》一脉相承，但在各种细节上，比之前的政策更加详尽和有针对性。

《通知》要求，各方应促进发电侧、用电侧电储能设施参与调峰调频辅助服务。在发电侧建设的电储能设施，可与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。电储能发电电量等同于发电厂发电量，按照发电厂相关合同电价结算。在用户侧建设的电储能设施，充电电量既可执行目录电价，也可参与电力直接交易自行购买低谷电量，放电电量既可自用，也可视为分布式电源就近向电力用户出售。用户侧建设的一定规模的电储能设施，可作为独立市场主体或与发电企业联合参与调频、深度调峰和启停调峰等辅助服务。

此前，电储能不具有市场主体地位、补偿机制不明确、调度经验缺乏等因素，被认为是制约储能行业发展的重要原因，在新能源发展较快的“三北”(华北、东北、西北)地区，当地的电网中的AGC调频电源，几乎全部为火电机组，少有储能设备的身影。

国际经验表明，储能是智能电网、可再生能源接入、分布式发电等的重要组成部分，在一些发达国家，新能源产业的快速发展普遍伴随着储能设备的同步完善，储能技术已经具备在电力调频市场上参与生产的能力，一些国家建立了储能参与调频市场的制度。但在中国，由于风能和太阳能等新能源产业的发展速度太快，相关配套设施存在一定的滞后性，双方并未能踩在同一个节奏上。

在一系列利好政策的刺激下，各地大量上马新能源发电项目，窝电弃电现象日趋严峻，其中储能设备建设缺失是影响新能源发电不能顺利上网的重要因素之一，尤以“三北”地区表现最为突出，在这些地方率先开展储能试点，有利于破解当地的可再生能源消纳问题。

《通知》要求，“三北”地区各省区市原则上可选取不超过5个电储能设施参与电力调峰调频辅助服务补偿(市场)机制试点，已有工作经验的地区可以适当提高试点数量。在保障电力系统安全运行的前提下，充分利用现有政策，发挥电储能技术优势，探索电储能在电力系统运行中的调峰调频作用及商业化应用，推动建立促进可再生能源消纳的长效机制。

目前，国内有铅炭电池、锂离子电池、全钒液流电池等储能方式，但各种储能方式由于在环保、成本、经济性、可持续性等方面还存在各种短板，多数并未进入到大规模应用阶段，火电依然是新能源的主要调峰方式。

《通知》要求，国家能源局派出机构和省区市能源管理部门应做好试点的组织协调和督促落实工作，支持电储能项目的投资建设。国家能源局区域监管局要根据“按效果补偿原则”尽快调整调峰调频辅助服务计量公式，提高辅助服务补偿力度，保持辅助服务补偿政策的连续性、稳定性。

这意味着未来随着试点工作的不断深入，关于电储能行业的补偿方案也有望陆续出台，电储能行业将迎来快速发展期。公开数据显示，2015年全国用电量约为55000亿kWh，工商业用电占比超过70%，电力辅助服务储能市场空间巨大。

《通知》中披露的信息表明，将在弃风弃电现象相对较为突出的“三北”地区进行试点，总结经验后，有可能向其他地方推广。但考虑到目前电储能行业的现实情况，在补贴不明确，风能和太阳能投资商资金面压力较大的情况下，电储能很难在短期内取代火电，成为主要调峰调频方式。未来电储能行业的发展，还要看各项配套政策的出台，以及落地情况，因此相关政府主管部门要加速完善相关配套制度，并强调其在现实中的可操作性。（文章来源：北极星储能网）