免费客户服务电话400-686-0005
免费客户服务电话400-686-0005
您的位置： 首页 
新闻资讯
电力辅助服务是电力系统安全运行的基本保障，没有调频、调压等辅助服务，电力系统的安全就无从谈起。
2016年6月7日能源局下发《关于促进电储能参与"三北"地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》。
通知要求，"三北"地区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，发挥电储能技术优势，建立促进可再生能源消纳的长效机制；同时，
鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施；在发电侧建设的电储能设施，或作为独立主体参与辅助服务市场交易；在用户侧建设的电储能设施，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，深度调峰。
这无疑是一石激起千层浪，从此无论是对电力还是储能来说，都是一个新的篇章。
但是在此之前，电力辅助服务市场在国内的研究也可以用冷清来形容：相关文献为数不多，研究进展极其缓慢；研究多停留于文献梳理上，缺乏高质量的研究成果；更令人忧心的是，该领域的国内专家纷纷转变了研究方向，电力辅助服务市场研究中的重点、难点问题已经少有学者关注。至于实践层面，受访专家们异口同声："当前我国基本上没有电力辅助服务市场。"
作为电力市场改革的目标之一，加快电力辅助服务市场建设，进而构建符合国情的、统一开放的电力市场体系，制定与市场经济相适应的电价机制与政策，对保证国民经济快速健康发展具有重要的现实意义。
说道这里，大家可能对电力市场辅助服务有些模糊的概念，只是知道这个对我国发展很重要。今天输配电小编就带领大家学习一下电力市场辅助服务的"前世今生"。
电力市场辅助服务是什么？
辅助服务的概念辅助服务是指在电力市场的运营过程中，为完成输电和电能量交易并保障电力系统安全和电能商品质量(包括频率、电压和可靠性)，发电厂和其它辅助服务提供者提供的与正常电能生产和交易相互耦合的频率控制、备用、无功支持、黑启动和其它安全措施等服务。
辅助服务的内容不同电力工业结构所需的辅助服务不尽相同，结合我国电力系统安全运行的实际需要,辅助服务主要包括以下五种:调频、调峰、备用、无功支持、黑启动。
调频：调频服务也称频率控制，指发电机组提供足够的调整容量、一定的调节速率，在允许的调节偏差下实时处理较小的负荷和发电功率的不匹配，以满足系统频率要求的服务。
调峰：为了负荷峰谷变化的要求而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机出力调整。
在电网中,公认的调峰机组为抽水蓄能机组和燃油、燃气轮机组,再次为部分可调库容的水电机组,在次为小容量(装机容量在200MW以下)的燃煤机组。
备用：电力系统除满足最大负荷需求外,为保证电能质量和系统安全稳定运行而保持的有功功率储备。
无功支持：发电机或电网中的其它无功源向系统注入或吸收无功功率,以维持电网中的节点电压在允许范围内,以及在电力系统故障后提供足够的无功支持以防止系统电压崩溃。
相关阅读：
【重磅首发】国家能源局促进电储能参与"三北"地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作
在电力市场初期,电网所提供的无功服务,可计入输配电服务中,仅发电机组(含调相机组)提供的无功服务需要单独考虑。
黑启动：整个系统因故障停运后,不依赖别的网络帮助,通过启动系统中具有自启动能力机组来带动无自启动能力的机组,逐步扩大系统的恢复范围,最终实现整个系统的恢复。
结合我国电力系统安全运行的实际需要，考虑辅助服务市场化的可操作性，可将辅助服务分为基本辅助服务和有偿性辅助服务。基本辅助服务是指为保证电网安全运行，发电企业的发电机组必须具备的辅助服务，主要包括发电机组的一次调频、设计功率因素范围内的无功调整和机组设计调峰率以内的调峰等。有偿辅助服务指除基本辅助服务之外的其他辅助服务，分类为AGC、备用、无功服务和黑启动等。
政策催生的背景
以往，电力系统依靠对传统发电设备的调度，跟踪电力负荷的变化，实现实时电力平衡。随着可再生能源的发展，未来电力系统仅仅依靠对电源的调度和控制无法保证可再生能源发电全额上网，还必须借助智能电网和市场机制使分布式电源和电力用户自愿参与到实时电力平衡中来。"当前的主要困难是有功市场并没有开展，所以，辅助服务难以单独形成所谓的市场。现在，电力系统的核心重点还是电力系统的建设与安全，市场的概念还不吸引人。辅助服务最核心的问题是确定补偿机制，而这个课题非常难，需要多年研究积累才可能编制出良好的方案。但糟糕的是，现在少有学者关注这个课题。"浙江大学电气工程学院副院长甘德强教授曾多年研究电力辅助服务，他坦言，"很多机组不愿意参加辅助服务，除非得到合适的补偿，但是，合适的补偿很难计算。"
华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣多年来苦心孤诣，致力于电力辅助服务研究，他告诉记者："一些地区在一些特定时间（没有坚持下来），采用了一些初步的辅助服务市场的做法，例如调峰发电被给予了一点补贴，抽水蓄能电站的容量补贴等。但是，与真正的电力辅助服务市场的要求还相距甚远。"
曾鸣教授指出，我国电力辅助服务市场面临三大问题：一是考核、补偿力度小；二是风电和自备电厂未纳入考核范围；三是水电提供调峰辅助服务没有市场化。他同样提到了研究的难度，他认为，电力辅助服务市场建设应与电力市场建设协调设计，促进市场总体效率最大化，而这个问题涉及到方方面面，需要多个专题研究论证。
他表示，现在最根本的问题在于辅助服务不是市场价格机制，辅助服务的提供者、提供方式、交易规则、费用标准、支付与结算方式等等问题都还没有进行系统深入的分析论证，而辅助服务市场滞后状况必然使得电力交易市场也无法向前推进。
目前的考核和补偿机制，还无法兼顾不同电厂提供辅助服务的成本差异，无法区别辅助服务质量的差异，无法有效地激励并网电厂提供辅助服务的积极性，迫切需要一套更完善的辅助服务评价机制，来引导并网电厂提供优质辅助服务，因此，辅助服务的补偿和考核机制的配套政策研究成为当务之急。
"当前我国尚不具备全面实施辅助服务市场的基本条件。这些基本条件要依靠政府通过政策、法规、标准、规则的制定与实施以及管理体制的重构，特别是电力工业管理体制的重构才能够逐步实现。有了这些基本条件才能够实施辅助服务市场，这是国际经验和教训。"曾鸣强调。
因此电力辅助服务市场的出现是必要的。
一是辅助服务交易可缓解供热机组与新能源消纳矛盾。由于风电固有的逆调峰、低电压穿越和无功调整等特性，必须要有其他的常规发电机组，如火电、燃气机组等为其调峰，才能保证风电的全额消纳和电力系统的安全稳定运行。
二是辅助服务有利于建立友好电网运行环境。目前，我国尚未建立适应风力发电发展特点的辅助服务补偿机制，电力系统在风电装机容量持续上升的情况下，调峰、调频的压力将会进一步增大。因此，加快完善新能源辅助服务特别是风电机组参与辅助服务的机制，一方面可以有效缓解新能源消纳问题，另一方面可以在一定程度上对提供辅助服务的常规机组予以补偿，保证电网的安全稳定运行，促进新能源健康发展，缓解火力发电企业在当前经济形势下的压力。
三是辅助服务有利于建立公平的市场环境。近年来，蒙西电网内自备电厂发展迅速，2015年以来新增机组中自备电厂比例过半，目前蒙西电网自备电厂已超过1000万千瓦，一定程度上制约了市场发展空间，不利于公平的市场环境的建立。通过开展电力辅助服务市场化建设，可以有效解决自备企业不承担新能源消纳，影响电力行业健康、有序运行等问题，建立公平、公正的市场竞争环境。
电储能参与电力辅助服务商业化应用启程
随着我国可再生能源的快速发展和能源互联网等概念的兴起，以及"三北"地区调峰、调频需求的增加和弃风、弃光问题的凸显，电储能以其特有的技术优势，逐步在可再生能源消纳、分布式发电、微网等领域得到运用，电储能产业也越来越受到重视。但由于电储能技术成本普遍较高、价格机制不明确、配套支持政策少等原因，电储能技术在我国还没有实现大规模商业应用，电储能在电力系统和电力市场中的定位也有待没一步明确。
对此，国家能源局近期出台了《关于促没电储能参与"三北"地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》(国能监管〔2016〕164号，以下简称《通知》)，通过建立电储能参与的辅助服务共享分摊新机制，充分发挥电储能技术在电力调峰、调频方面的优势，推动我国储能产业健康发展。
相关阅读：
【重磅首发】国家能源局促进电储能参与"三北"地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作
1.《通知》到底改变了什么？
试点范围为"三北"地区。之所以选择华北、东北、西北地区开展电储能参与电力辅助服务补偿(市场)机制的试点:一是因为"三北"地区系统调峰压力大，冬季热电矛盾突出，风电、光伏入网消纳困难，因此有利于发挥电储能技术对于调峰和消纳可再生能源的积极作用;二是"三北"地区调频、调峰补偿标准普遍较高，有利于电储能投资者较快收回投资，并获得收益;三是"三北"地区电力辅助服务补偿(市场)机制探索相对超前，如华北地区实现了AGC按效果计算、付费，东北地区建立了调峰辅助服务竞价市场，能够更好的体现电储能技术特性的价值。值得注意的是，《通知》并不排斥"三北"之外的地区开展电储能相关探索，毕竟调峰困难已成为全国电力系统的普遍问题，一些水电大省调峰弃水情况十分严重，存在较大调峰需求。
试点内容体现"条块结合"。纵向上看，试点内容涵盖了电储能设施从投资规划，到生产运营的各主要环节;横向上看，试点内容覆盖了发电、用户两端，既包括新能源基地、火电厂内部等发电侧，又包含小区、楼宇、工商企业等范围广大的用户侧;从产品性质上看，电储能主要为整个电力系统，或者一些特定的对象提供调频、调峰两种服务。
首次明确电储能作为独立的电力市场主体的地位，确立电储能服务的商品属性。Q前国内示范运行或者商业运行的电储能设施，普遍采取与火电机组或者风电场联合运行的方式参与调峰、调频，即所谓"藏在"电厂(场)里面运行。这主要是由于电储能设施兼有电源和用户两种功能
性质，在电网企业现有的接网、调度、结算模式下，在Q前的政府核准、许可以及电力市场规则下，电储能设施都没有现成的归类，也没有独立、清晰的身份地位。《通知》明确发电侧、用户侧的电储能设施，在符合一定标准的前提下，可以作为独立主体参与辅助服务，实际上是将电储能视为独立辅助服务提供者，给予其一个与发电企业、售电企业、电力用户地位相当的电力市场主体资格，这对我国储能产业的发展具有历史意义，将对下一阶段储能产业发展起到积极促没作用。
明确和细化了电储能设施充放电价格机制。在发电侧的电储能设施，放电电量等同于发电厂发电量，按照发电厂与电网企业或者电力用户签订的相关合同电价结算。在用户侧建设的电储能设施，主要参与调峰辅助服务，其选择相对要多一些:充电电量既可以从电网企业以用户Q录电价中的低谷电价购买，也可以通过电力直接交易，以市场价购买火电、弃风电等低谷电量;放电电量既可以选择自用，也可以视为分布式电源就近向电力用户出售;在获得充放电价差利益的同时，用户侧电储能另外从辅助服务补偿(市场)中获得一定收益。
设立电储能设施参与辅助服务的门槛。《通知》要求在发电侧作为独立主体参与调峰的电储能设施，充电功率应在10兆瓦及以上，并且持续充电时间应在4小时及以上。这主要是考虑参与调峰的电储能装置必须接受电力调度机构的统一调度指挥，其一次、二次设备以及信息通讯都必须满足电网各项标准和规定。电储能设施如充电功率低、持续充电时间短，对省级电网一天之内移峰填谷的作用就很有限，不但费效比不高，还有可能给电网运行管理带来额外的负担和风险。
2.《通知》对有关各方提出的要求
电网企业要"服好务"。《通知》对电网企业提出了三点要求，一是主动为电储能设施接入电网提供服务;二是积极协助解决试点过程中存在的问题;三是按规定及时结算辅助服务费用。此外，还明确用户侧电储能设施按照已经相对成熟、规范的分布式电源相关政策执行，以解决电储能设施接网、计量、结算等关键环节可能遇到的问题。
调度机构要"负好责"。电力调度机构负责监测、记录电储能实时充放电状态，从而为电储能参与辅助服务补偿(市场)提供计量数据和结算依据。同时电力调度机构还要根据电网运行需要以及辅助服务市场规则，指挥相应的电储能设施没行充放电。
电储能经营者要"练好内功"。电储能设施经营运行单位应主动加强设备运行维护，在保证电储能设施安全、可靠，并严格执行各类安全标准和规定的基础上，不断提升电储能的运行性能，同时配合电力调度机构没行实施充放电信息接入。此外，电储能企业要做好参与市场准备，提高竞争意识和客户服务意识，客观分析自身的优势、劣势，选择合适的技术路线和商业模式，做好经营风险防控。
政府部门要做好组织协调。一是各有关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Q的投资建设;二是国家能源局派出机构应尽快完善现有辅助服务补偿机制，为电储能参与辅助服务搭建好制度平台;三是国土、水利、环保、城乡规划等部门给予试点项Q必要的支持，优先开展相关工作。
电储能纳入辅助服务补偿机制仅是第一步
电力系统最大的特点，在于其实时平衡要求与不可经济储存，而消费者也往往缺乏足够的技术手段与经济激励改变自身的用电行为以促进系统的平衡。因此，供应侧的调整成为保持电力系统平衡的基本手段，在不同时间尺度上，其对应于系统的调频、调峰等服务。
当前，电力不可经济存储，在于储能技术还不够可靠与廉价，但是，可再生能源电力系统最终会需要储能。
我国目前的风电比例不到4%，电力系统还存在大量基荷。卓尔德中心的模拟显示：如果这个比例超过了40%，该电力系统将是一个接近1000小时出现"过发电"（风电出力大于总负荷）、化石能源机组满负荷等效小时数下降到3600小时的系统，那时系统的基荷就会彻底消失了。这样的系统，如果不借助储能手段改善出力特性，运行将是极其困难的，运用其他综合的需求侧与供应侧措施也将是成本高昂的。
从消费者角度看，电是高度均一标准化的商品，不可能也没有必要区分消费的到底是火电还是水电。来自不同类型电源、不同地区的电力，对于消费者而言是可以充分替代的。因此，电力的竞争，往往是简单价格的竞争，而不像其他商品，存在偏好、质量、习惯等方面的区别。现实中，对于电力消费者，特别是中小用户，其用电的价格会相对在一段时间固定。出于普遍服务的考虑，保证用户持续稳定的电力供应，往往也是电力运营商或者销售商的基本责任。
相关阅读：
【重磅首发】国家能源局促进电储能参与"三北"地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作
但从供应侧而言，电力着实不是一个均一的商品。不同机组具有不同的长期发电成本，水电、光伏以及一些其他的先进技术发电（比如燃料电池），都有不同的可变与固定成本的构成。如果电力市场存在，且可灵活反映不同时间电力的价值，电价就会波动非常大。
基于目前电力市场现状，短期内，储能跟纯粹的消费者可能关系不大，其价值发挥与可行的商业模式无疑应更多在供应侧做文章。
试想以1倍的价格充电，再以10倍的价格放电，或者电力价格越来越受天气影响，而不是因燃料价格变化而产生巨大波动与出力偏差，这个利润空间不知道有多"美"。长期看则似乎有些吊诡，储能可以从市场波动与预测误差中赚钱，但是赚钱的过程就是消灭市场波动的过程。很显然，一个覆盖全部电力需求的储能系统，平抑了几乎所有的波动，其需求、供应还有价格，都将是一条直线。储能系统的价值在容量达到一定水平之后似乎会下降非常迅速，市场容量会很快饱和，从这个角度看，储能似乎又是其自身的"埋葬者"。当然，非系统级储能应用的市场还是非常大的。
如此而言，储能要想有大发展无疑需要精细的政策设计。国家能源局上述文件的出台，还只是第一步。
目前我国电力辅助服务市场化推的怎么样?
1>东部地区电力辅助服务市场化的初步探讨
目前，东部地区辅助服务主要分为基本辅助服务和有偿辅助服务。
通过几年的实践，主要存在几个问题：
（1）辅助服务补偿费用过低。除个别电厂的辅助服务补偿费用占上网电费比例达到或超过1%，其他电厂的辅助服务总补偿费用占各电厂上网电费的比例在0~0.30%之间，对于提供辅助服务的电厂来说，缺乏积极性，很难合理补偿成本；
（2）辅助服务调用不均衡。辅助服务的调用相对集中，调节性能好和能够方便地提供辅助服务的机组就被多调用，性能差的机组被调用的次数少或者没有被调用。由于辅助服务调用不均衡，从而有损被集中调用机组的利益和健康状况，也难以做到市场公平；
（3）外来电暂不承担相关义务。西电，核电等基本不参与辅助服务，就算参与分摊辅助服务补偿费用的也通常仅占其上网电费不足0.1%的比例。
由上可知，东部负荷中心发电单位的辅助服务虽然已成为一项主要工作但在目前框架下难以藉此得到相应补偿，从市场化入手建立辅助服务市场来解决相关矛盾已成为共识。
今年3月中共中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改9号文）中已对未来辅助服务市场的建立进行了明确,但无论是其进程还是细节设计都还面临着诸多挑战，这在配套文件中已有体现：
（1）现货市场是基础。如果说电力市场化是一个大工程，现货市场一定是主体建筑，辅助服务市场只能作为一个重要的附属。没有设计良好的现货市场，辅助服务市场的建立与优化都缺乏基础条件。所以，辅助服务市场化并不会一蹴而就，应该还有一个相对较长的过程。
（2）辅助服务能否开展跨省跨区交易是市场能否相对公平的重要考量。从中央到地方，辅助服务交易涉及了方方面面，对各地相关利益都有着密切关联，需要妥善制定出符合市场化的细则，贯彻"谁受益、谁承担"的原则。
（3）创新科技能否在辅助服务上一展身手。辅助服务市场化的确立是电力能源新技术市场化的重要推手。电力电子技术，储能技术，负荷预测技术，主配网的潮流优化系统技术及其衍生的相关产业如电动汽车等，都在辅助服务上有着巨大应用空间。辅助服务市场化如果相对合理，将为这些新技术提供良好的商业模式，从而使通过技术创新实现提高电力供应效率，降低过度投资的模式成为主流，加快国内电力新科技及相关产业的发展。
2>山西风电和供热机组装机持续上升，辅助服务作用凸显
获悉，上半年山西能源监管办加强两个细则考核管理。2016年上半年，山西电网运行特点显著，风电和供热机组装机持续上升，辅助服务作用凸显。近期，山西能源监管办对1-5月份山西电网"两个细则"考核及补偿情况进行了总结分析。
总结显示：今年以来两个细则运行平稳，辅助服务稳步上升。80家参与考核的省调机组中，净收入电厂25家，占总装机的44.25%，排在前5位的分别是兴能1780.34万元、漳山1434.11万元、荣呈568.18万元、榆社550.33万元、京玉479.23万元。净支出电厂48家，占总装机的52.01%。排在前5位的是东山-757.23万元、新嘉-584.09万元、太钢-514.52万元、太二-467.59万元、河曲-367.88万元。
1-5月，共发生考核费用5610.36万元，同比增长4.31%。其中：发电计划考核占比最高，共发生考核费用2670.07万元，占考核总费用的47.59%；调峰、非计划停运、AGC等考核分别占比17.86%、17.03%、15.1%。补偿费用21846.6万元，同比增长11.76%。其中：AGC补偿占比最高，共发生补偿费用16682.77万元，占补偿总费用的76.36%；调峰、AVC等补偿分别占比20.04%、2.9%。
相关阅读：
【重磅首发】国家能源局促进电储能参与"三北"地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作
分析显示:同规模机组管理水平有差距。如：同是2×60万常规火电机组，风陵渡电厂252.96万元、左权电厂-285.09万元。同是2×60万+2×30万常规火电机组，兴能电厂1780.34万元、漳山电厂1434.11万元、兆光电厂327.74万元。
新旧机组性能不同，考核结果差异大。如：同是2×30万供热机组，荣呈电厂568.18万元、太钢-514.52万元。同是2×13.5万供热机组，龙川电厂-23.3万元、大能电厂-310.25万元。
自两个细则实施以来，在全省电力企业的共同努力下，发电机组运行可靠性明显提高，提供辅助服务积极性亦显著上升。下半年，我办将根据两个细则执行过程中存在问题结合山西实际进一步修改有关条款，促使两个细则更加规范有序进行，为保障山西电网安全稳定运行奠定基础。
3>湖南设立抽水蓄能辅助服务专项市场,交易规则已发布
近日湖南省能监局发布了《湖南抽水蓄能辅助服务专项市场交易规则》，规则中提出湖南抽水蓄能辅助服务专项市场（以下简称"专项市场"）以"谁受益，谁付费"、平等自愿为基本原则，通过市场机制优选交易对象和确定交易量价，使有限的辅助服务资源得到优化配置，从而促进可再生能源消纳，减轻火电机组辅助服务负担，实现抽水蓄能电厂优化利用、可持续发展，设立湖南抽水蓄能辅助服务专项市场。
其中市场交易主体主要包括湖南省内统调发电企业（适时扩大到一定装机规模的非统调电厂和售电企业）、抽水蓄能发电企业(适时扩充新型的辅助服务供应商、储能装置等)和省外发电企业。市场运营机构包括湖南省内的电力交易机构、电力调度机构和电网企业。
特别强调，按要约招标交易时，在满足专项市场启动条件的前提下，允许以下三种要约招标：
1.由省内抽水蓄能电厂作为卖方，发起辅助服务容量出售要约，其他发电企业作为买方响应；
2.由省内抽水蓄能电厂作为买方，发起购入电量要约，其他市场交易主体作为卖方响应；
3.由发电企业作为卖方，发起售出电量要约，其他发电企业作为买方响应；若是抽水蓄能电厂响应，则购电抽水；若是其他发电企业响应，则根据交易的电量，降低自身机组的出力，减发一方电量等于增发一方电量。
上述交易均须申报市场运营机构并通过调度机构安全校核。
我国电力市场辅助服务的未来发展
目前电力辅助服务市场的突出矛盾主要集中在辅助服务补偿费用过低，对于提供辅助服务的电厂很难合理补偿成本；辅助服务调用不均衡，有损被集中调用机组的利益和健康状况，也难以做到市场公平。此外，由于跨省区输入电能基本不承担相应的辅助服务义务，部分可再生能源规模较大、负荷体量较小的省份，火电机组辅助服务的任务沉重。
由于目前我国电力市场还处于初级阶段，辅助服务的市场价格机制存在缺位，辅助服务的提供者、提供方式、交易规则、费用标准、支付与结算方式尚未完善。因此，有观点指出，目前辅助服务的补偿机制，还无法兼顾不同电厂提供辅助服务的成本差异，无法区别辅助服务质量的差异，无法有效激励并网电厂提供辅助服务的积极性。
电力辅助服务市场建设是构建符合国情的、统一开放的电力市场体系的重要组成部分，辅助服务市场滞后状况必然影响电力交易市场的推进。在市场环境下，如何科学合理地制定辅助服务计划，完善辅助服务电价补贴机制，降低辅助服务成本，调动和提高发电企业参与辅助服务的积极性，亟待破题。
因此下一阶段，更加期待电储能相关政策的出现。
应加快电储能参与辅助服务试点的没度。前试点的重点已经不是检验电储能的技术可行性，而是促成电储能产业的商业化发展和规模化、规范化应用。从2010年开始，我国各级政府、电网企业、发电企业、科研单位、储能企业分别开展了若干示范项，主要是检验电储能技术可行性，解决工频耐压、故障穿越和监控系统安全防护等技术障碍。下一阶段则应以应用为主，着力探索出电储能参与辅助服务的多种模式，在此基础上加快试点推广没度，解除试点个数限制，早日实现电储能技术大规模商业化应用。
更好发挥市场机制作用促没电储能产业发展。电储能从示范、试点到大规模应用，必然会经历一个过渡阶段。在此阶段，政府的作用是搭建平台、创造条件，而不应倾向于某些具体的技术路径或运营方式，也不宜推出过大范围、过高额度的补贴政策。让一些不适应市场需求的电储能技术和商业模式自然淘汰，引导电储能企业适应市场化竞争，电储能企业才有更强的动力去降低成本。过渡阶段更应该继续发挥企业的自主能动性，这对具有创新精神和技术、成本优势的储能企业来说也更加公平。
研究发电、用户、电网三方电储能应用的统筹发展机制。从美国、德国、澳洲部分地区和日本已经出台的储能补贴政策来看，普遍直接补给了终端电力用户，政策的倾向性明显，主要原因有两点:一是用户侧电储能商业模式清晰，技术路线的问题交给用户自主选择;二是相对发电侧，电储能在用户侧可以实现更多样的应用。从中长期来看，用户侧以及售电侧放开是我国本轮电改的亮点，用户侧电储能市场必然会逐步打开，市场空间十分广阔。但从中短期来看，发电侧大型储能电站相对于用户侧小型电储能设施，具有规模大、服役快、土地成本低、电网配套投资少、特殊政策需求小等方面的优势，对快速、大范围的解决各地调峰、调频资源不足问题现实意义巨大，能够在中短期内促没可再生能源消纳，缓解日益突出的弃风、弃光、弃水、弃核问题，提高电网安全稳定运行水平。此外，研究建设独立的电储能装置作为电力系统的常规可控设备参与调度运行，应作为下一阶段研究的重要内容，能够挖掘电储能更广的应用途径和更稳定的运营方式。可见，电储能在不同的位置、环节、时期的作用和定位是不同的，是可以优化协调的，因此开展发电侧、用户侧、电网侧电储能应用的统筹发展机制研究十分必要，能够为将来出台相应的电储能规划和产业政策提供依据。
国家能源局试点将电储能纳入辅助服务补偿机制(市场)，这是我国电储能产业走向商业化应用的重要里程碑。国家能源局及其派出机构将本着积极稳妥的原则，密切跟踪试点相关情况，及时分析不足、总结经验、完善规则，争取早日实现电储能常态化、规模化、市场化参与辅助服务，促进我国电储能产业健康发展。
相关阅读：
【重磅首发】国家能源局促进电储能参与"三北"地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作