英国储能相关政策机制与商业模式及对我国的启示

朱 寰，徐健翔，刘国静，岳 芬，俞振华，张 兴

（1国网江苏省电力有限公司，江苏 南京 210024；2国网江苏省电力有限公司经济技术研究院，江苏 南京 210000；3中关村储能产业技术联盟，北京 100022）

根据《2008 年气候变化法案》，英国承诺到2050 年将温室气体排放量减少到1990 年的20%，这是全球首个针对长期气候政策的立法。2019 年6月，英国政府进一步修订该法案，将2050年温室气体排放目标修改为“净零排放”。根据气候变化委员会预计，此目标下，2050 年可再生能源将为英国提供超过一半的电力供应。为了实现碳减排承诺，英国需要在2025 年甚至更早时间逐步淘汰煤电机组，并接入大量可再生能源。基于此，英国需要更大力度地发展储能、电网基础设施和其他灵活性资源。根据电力系统运营商National Grid ESO发布的“Future Energy Scenarios”报告[1]，4 种脱碳场景中，英国均需要更多的电力储能系统和更长时的储能系统以实现净零目标。其中，在最理想场景——“引领之路(leading the way)”场景下，英国可提前两年，即2048年实现净零目标，到2050年累计投运储能规模需达到40 GW；最保守场景下，到2050年累计投运储能规模需达到20 GW。此外，英国政府还从零碳路径顶层设计角度出发，发布了“The Energy White Paper——Powering our Net Zero Future”报告[2]，该报告在可再生能源、电网、用户等不同的部分均多次提及储能，由此看出英国对于发展储能的迫切需求。

2015年以前，由于英国的储能政策与监管环境较差，大规模储能应用存在重重障碍。此后，鉴于英国电力系统对于部署储能的迫切需求，英国国家能源监管机构Ofgem和英国商业能源与产业战略部BEIS形成合力，开始通过制度改革推进储能商业化，并推动英国储能市场的快速发展。本文将在展示英国储能发展现状的基础上，总结英国储能相关政策与制度改革，并基于英国电力市场环境分析储能商业模式，最后提炼出可被我国借鉴的储能发展经验。

1 英国储能市场发展现状

英国储能市场起步于2014 年，在一系列促动因素下，不同时期英国储能市场发展的重点、参与者类型、项目规模等均存在差异。

从应用重点来看，2012—2016 年间的储能项目主要是“技术验证”类配网侧储能项目，英国低碳网络基金(LCNF)对这些项目进行资助，用于推动配网实现低碳、低成本扩容，同时实现配网智能化。2015 年底，英国国家电网启动“增强型调频服务招标采购计划”，采购能够在1 s或更短时间里对频率偏差实现100%有功功率输出的调频服务。此项采购的中标技术全部为储能，共带来201 MW项目装机。2017 年，越来越多的储能项目开发商将目标市场转向调频辅助服务市场。同时，可再生能源与储能共享站址类的储能项目持续增多，用于可再生能源电量时移以及能量市场套利。另外，National Grid ESO 为分布式发电资源开放平衡市场，为大量分布式储能项目带来新的收益渠道，催生了更为复杂的商业模式。2020年，更多利好政策出台，为英国储能市场注入活力。截至2020年底，英国储能项目(非抽蓄)装机达到1.2 GW，规划在建装机容量已经超过14.5 GW。

从项目单体规模和技术路线来看，早期单个储能项目容量在0.005～10 MW，主要采用锂离子电池储能技术。此后，在辅助服务市场需求的拉动下，储能项目单体规模增大，但由于50 MW 及以上规模的储能项目规划审批程序复杂，因此截至目前，英国已投运的大部分项目规模在49.9 MW 及以下。2020 年，单个储能项目容量上限取消后，大型储能项目规划增多，如InterGen 公司计划在埃塞克斯泰晤士河口建设320 MW/640 MW·h锂离子电池储能系统，瓦锡兰集团与英国能源开发商Pivot Power 公司计划联合部署两个总装机容量为100 MW电池储能系统。

从市场参与者来看，早期配网侧储能示范项目的主导方主要是配电网络运营商(distribution network operators，DNOs)，包括UK Power Networks 公司和Northern Powergrid公司。但由于储能在英国被归属于发电资产，而配网运营商不能拥有发电许可证，这使得配网运营商不能拥有和运营规模在10 MW 以上的电池储能资产，因此，之后可再生能源开发商逐渐占据主导地位。RES、EDF等欧洲大型可再生能源开发商均在储能市场中发挥着重要作用。其中，EDF收购了英国拥有最多储能资产公司之一的Pivot Power公司，不仅为其到2035年新增10 GW 电池储能打下基础，还巩固了其在欧洲储能市场的领导地位。50 MW 规模限制取消后，可再生能源开发商是规划和部署更大规模储能项目的主力军。此外，负荷聚合商通过聚合分布式储能资源参与辅助服务市场、平衡机制以及容量市场，也逐渐在储能市场中崭露头角。

图1 2012—2020年期间英国累计投运储能(不包含抽水蓄能)项目装机容量Fig.1 The cumulative installed capacity of energy storage projects in UK from 2012 to 2020

2 英国储能相关政策和市场机制情况

英国主要从两大方面对储能进行支持，一是通过投入公共资金支持储能技术创新、降低成本并促动技术商业化；二是通过政策及市场机制改革，消除储能应用的障碍。

2.1 创新资金支持

2.1.1 法拉第挑战计划

在加速储能技术创新方面，英国最早通过政府基金和英国燃气与电力办公室(Ofgem)对包括储能在内的电网创新技术及方案提供相关资金支持。在此基础上，2017 年英国进一步发布“工业战略挑战基金”，并划拨2.46 亿英镑开展法拉第挑战计划(Faraday challenge)[3]，旨在全面推动电池技术从研发走向市场。“法拉第挑战计划”的实现主要依托三项关键活动。

一是通过法拉第研究所对高校牵头的研发项目进行资金支持。2018 年，英国政府通过法拉第研究所提供4200 万英镑支持包括延长电池寿命、电池系统建模、电池回收和再利用、下一代固态电池在内的四个研究项目，由剑桥大学、帝国理工大学、伯明翰大学以及牛津大学分别牵头，并联合产业合作伙伴共同开展。

二是通过“研究与创新项目资金”对全社会的企业、机构、科研院所牵头的创新项目提供资金支持。2017年11月，在此渠道下3800万英镑用于支持27 个项目，涉及电池材料、电池组集成、电池管理系统及电池回收等一系列领域。2018 年6 月，2200 万英镑被用于支持12 个项目，重点开展固态电池研发，以及对电池安全和先进电池管理系统的深入研究。

三是建立英国电池工业化中心。目前，英国电池工业化中心正在建立中，主要用于促进英国电池制造业和电动汽车生产。

通过法拉第挑战计划，英国利用新的电池科学理念和技术能力来帮助解决本国正面临的问题及需求。位于伯明翰市的Aceleron 公司就是法拉第挑战计划支持的一个成功案例，该公司开发了新的低成本、可循环锂离子电池组，能够快速测试和替换有缺陷的电池，且其第一批2000 个产品已经出售给非洲太阳能公司(BBOXX Ltd)。通过法拉第研究所，英国还支持了由圣安德鲁斯大学领导的NEXGENNA 钠离子技术研究项目，这项技术可以为固定式储能电站提供成本更低、可回收性更好以及安全性更高的电池技术。

2.1.2 净零创新组合

除了法拉第电池计划，为了实现净零系统转型，英国政府于2020年11月发布“十项关键计划”[4]，并在此计划中推出10 亿英镑“净零创新组合”项目用于加速低碳技术创新，降低英国低碳转型付出的成本。

“净零创新组合”项目主要关注十大关键领域，“储能及电力灵活性”是其中之一。英国政府已经启动1亿英镑用于支持储能和电力灵活性创新过程中面临的挑战，以及储存时长在小时、日、月等不同时间维度的储存技术，用于提高可再生能源在电力系统中的占比。

2.2 政策及市场机制改革

根据英国国家电网于2016年7月发布的报告[5]，英国储能政策和监管环境在2015 年之前一直处于“亮红灯”状态。直到2016 年11 月，英国国家能源监管机构Ofgem 和商业能源与产业战略部BEIS联合发布报告[6]，提出消除储能和需求响应的发展障碍、通过价格信号提高电力系统灵活性、催化电力市场商业模式创新，评估能源系统中各个组成部分的功能变化等内容。

这份战略报告要求英国于2022 年以前采取38项行动，针对电力灵活性市场、储能，需求侧响应等方面的政策与市场规则进行调整，以达到提高电力系统智能化和灵活性的目的。截至2019年初，英国已实施了29项行动，包括：①围绕储能和智能技术开展的政策与监管制度调整行动；②围绕智能家庭和商业开展的政策与监管制度调整行动；③为推动灵活性资源在电力系统中应用而修改市场规则的行动。

针对储能，该战略报告提出了消除涉及储能系统并网的制度障碍、电网使用费用的核算、储能的法律定义和身份等多个方面。通过这些制度改革，英国储能市场得以被撬动，并开启规模化发展之路。下文针对储能相关典型政策与规则修改进行详细分析。

2.2.1 规划审批制度

电力储能(除抽水蓄能外)是由英格兰和威尔士的国家重大基础设施项目(NSIP)中剥离出来的资产类别，项目无论其规模大小，都需要通过规划程序进行部署。此前英格兰区域的储能项目申请规模最高为50 MW，威尔士区域上限为350 MW，超过这一规模的项目须通过英国国家重大基础设施项目的规划申请流程，而这将带来大量额外的时间成本和经济成本。

2020年7月14日，英国内阁通过了二级立法，取消电池储能项目容量限制，允许在英格兰和威尔士分别部署规模在50 MW 以上和350 MW 以上的储能项目[7]。此举被称为是英国储能产业发展迈出的“重大、积极又适时”的一步。此前，大量储能项目规模设计为49.9 MW，以规避这一问题，但另一方面也使得英国储能项目难以通过规模化安装达到降低单位投资成本的目的。

根据英国商业、能源和工业战略部(BEIS)的预测，取消储能项目部署容量上限能够帮助大型储能项目的规划周期缩短3～4 个月，同时将激励大量投资进入储能领域，电池储能项目数量有望增加两倍。

2.2.2 资产类别属性的法律定义

针对储能的官方定义，2016 年英国燃气与电力办公室Ofgem 发布的报告[6]中曾提出4 项提议，包括：①在不修改基本法的情况下，将储能继续作为发电资产对待；②在不修改基本法的情况下，将储能作为发电的一个子类；③在基本法中将储能定义为发电的一个子类，且需要对储能发放专门的发电许可证；④在基本法中将储能定义为一项新的设施，且具有单独的储能许可证机制。2017 年，英国在进一步征集建议之后，决定修订“电力法”，将储能作为发电资产类别的一个子集列入具体定义，并针对储能的许可证和规划制度进一步明确。对储能进行官方定义不仅确认储能应被视为一种发电资产，而且还将有助于将储能作为电力系统的一个组成部分进行布局和推动[8]。

2.2.3 过网费电价机制

英国电力用户和发电商使用输配电系统，会被征收“系统使用费”和“平衡服务系统使用费”。由于储能具有充电和放电的特性，实际情况中储能会被双重收费。这种做法没有考虑储能在提供平衡服务时给电网带来的效益，且将其看成带来电网堵塞的来源之一。因此，Ofgem通过对电价征收制度审查，于2020年上半年对这些电价政策进行修订，批准取消针对电储能的“双重收费”，使储能设施只支付发电时的网络使用费[9]。

2.2.4 共享站址电站相关规则

英国大部分可再生能源发电站是在激励政策支持下安装运营的，如上网电价制度(FIT)或差价合同[CfDs，此前为可再生能源证书(RO)]等政策，受益于差价合同的可再生能源发电站也可以同时使用上网电价FIT，并从中获益。

差价合同是英国政府电力市场改革的一部分，是一项为低碳发电商(最新的差价合同不包括陆上风力发电和太阳能光伏发电)而制定的激励措施。可再生能源发电企业与差价合约交易公司自愿签订差价合同，通过差价合同，可以针对单位发电量商定一个履约价格，如果市场电价低于这一履约价格，则差额由英国政府通过差价合约交易公司支付和弥补。

上网电价为符合条件的小规模(<5 MW)低碳发电机组提供发电上网电价，从2019 年4 月起，上网电价对新申请者关闭，但它已被“智能发电担保”所取代，该担保向小型低碳发电商提供发电电价[10]，在此机制下，许多公司正在销售家用光伏加储能系统。

这些政策出台时都没有涉及储能，因此，储能系统与可再生能源共享站址可能会导致一些问题，如储能的配置是否会影响可再生能源发电继续获得上述政策支持,以及配置储能之后储能从电网充电然后以可再生能源电力形式放出并不合理地获取更多补贴的风险等。

针对这些问题，Ofgem 在2017 年9 月首次明确“允许可再生能源开发商和资产所有者继续享受RO 和FIT 政策的情况下将储能安装到可再生能源场站侧”。12月，英国国家电网进一步发布指导报告[11]，列举案例进行说明储能应该安装的位置以及不能安装的位置，指导储能以正确、合法的方式接入可再生能源场站侧，并确保只有可再生能源才能得到其补贴计划的奖励[11]。该报告发布后，可再生能源与储能共享站址项目的开发障碍显著减少。

2.2.5 容量市场规则

容量市场是英国政府电力市场改革的一部分，旨在维护供电安全，并为电力容量供应商(发电厂以及储能系统)提供月度收益，以便在需要时(通常是在系统面临压力时)提供电力[12]。

英国的容量市场以拍卖形式进行，标的物为容量交付年电力系统所需的发电容量。对于任何一个容量交付年，拍卖提前4 年、3 年或1 年举行，包括T-4、T-3 和T-1 容量拍卖。T-1 容量拍卖的合同有效期是1年。T-4容量拍卖的合同期为15年。由于合同期较长，收益稳定，因此T-4 也是备受电池储能运营商追捧的市场。

2017年初，部分电力市场参与者提出参与容量市场的电池储能由于可用时间短，会对电力系统的供应安全构成风险。之后英国商务、能源与工业战略部BEIS 针对这一风险进行评估，并在评估报告中提出修改储能的容量降级因数(de-rating factor)，以此反映不同时长储能系统的容量可用性。2017年12月，英国商务、能源与工业战略部BEIS和英国国家电网发布报告[13]，针对T-4 容量拍卖，将时长半小时的电池储能的降级因数从先前设定的96%降低至17.89%；针对T-1 容量拍卖，将半小时的电池储能降级因数降低至21.34%。调整之后的不同时长储能的降级因数，详见表1。该规则的调整使得储能的收益受到较大影响，也降低了其在容量市场中的竞争力[14]。

表1 不同时长储能的降级因数Table 1 Duration-Limited Storage De-rating Factor

2020 年，储能在容量市场中的应用环境迎来好转。英国监管机构修改规则，以消除需求侧响应资源和储能项目部署面临的障碍，帮助清洁能源技术更容易参与到容量市场的拍卖中。这些规则的修订包括：①将参与容量市场的储能系统最小装机容量阈值从2 MW 降低到1 MW；②允许需求侧响应资源申请资格预审，在提供相关资产证明的前提下，需求侧响应资源可以参与容量市场的拍卖；③在容量市场中引入有关二氧化碳排放限值的报告和验证机制，使得清洁能源在容量市场中更具竞争力[15]。

2.2.6 调频辅助服务市场规则

随着原有燃煤机组和核电机组的相继关闭，英国电网将越来越依赖于风力和光伏发电，未来电力系统也将更容易受到供需不平衡引发的频率波动的影响，需要更多更先进的灵活性资源进行系统调节。为此，英国国家电网于2015 年底引入新的调频辅助服务品种，并启动了增强型调频服务招标采购计划。

增强型调频服务，或称增强型频率响应服务(enhanced frequency response，EFR)，是在1 s或者更短时间里对频率偏差实现100%有功功率输出的一种调频服务。EFR与现有普通频率响应服务不同，普通一次调频的响应时间尺度是10 s，二次调频的响应时间尺度是30 s，而EFR 的响应时间尺度是1 s 甚至更短，一般只有储能资源才能达到该要求，因此目前200 MW的市场需求全部由储能提供，结算按照招标价格付费。

英国“2019.8.9”大停电事故后，为了避免类似情况发生，英国计划推出3项新的调频辅助服务品种，目前已经推出第一个——动态遏制(DC)，为储能开辟了新的市场机会。英国国家电网电力系统运营商每周七天均会运行动态遏制辅助服务品种的拍卖活动，在23:00至次日23:00期间采购服务。动态遏制是现有调频品种的补充，初期将采购500 MW的低频资源，未来市场规模将增长至1 GW，并将高频资源包含其中。由于动态遏制要求服务资源在1 s内响应，因此目前市场供应主体主要是电池储能系统。

除了动态遏制，英国国家电网还在开发两种其他服务：动态稳定(DM)和动态调节(DR)。动态稳定用于管理由间歇性发电(如阵风)导致的突然频率不平衡。动态调节用于帮助英国国家电网电力系统运营商管理接近50 Hz的小的频率波动。

表2 英国EFR招标采购计划的中标项目[16]Table 2 The bid winners in UK EFR[16]

表3 动态遏制调频辅助服务品种概况[17]Table 3 Overview of dynamic containment frequency response auxiliary services[17]

表4 新调频辅助服务品种的概况[18]Table 4 Overview of new frequency response ancillary services[18]

2.2.7 平衡机制规则

由于签订双边合同的发电企业与电力用户均以追求经济效益最大化为目标，不会从系统运行角度出发满足整体电力实时平衡，因此，仅靠市场主体签订的中长期与短期电力交易合同的组合，并不能完全满足电力系统的安全稳定运行要求。由于输电阻塞、预测偏差等原因，系统调度机构需要在结算周期(一般为30 min)内进行一系列操作，来确保电力系统运行的实时平衡。英国主要采用平衡机制作为实时管理系统运行的市场工具。

在平衡机制中，由单台机组或者负荷集成体构成的平衡单元，作为参加报价和受调度控制的基本单元。平衡单元需要在其最终物理发用电计划的基础上，向系统调度机构提交卖电和买电报价。卖电报价包括增加发电出力和降低负荷需求两种类型；与此对应，买电报价则包括降低发电出力和增加负荷需求两种类型。在关闸时间后，系统调度机构主要依靠接受平衡单元提交的报价来保障系统运行满足各类安全约束[19]。

以前，平衡机制只向能源供应商和具有许可证的发电商开放，为了引入更多的灵活性资源(如电动汽车、储能、用户侧资源等)进入平衡机制，增加平衡机制资源的供应，2018年5月，英国输电系统运营商国家电网发布报告[20]，放宽平衡机制的准入。该报告提出将创造一类新的市场参与者——虚拟主导方(virtual lead party)和一类新的平衡市场服务供应单元——二次平衡机制单元(secondary balancing mechanism units，SBMU)参与平衡市场。其中，二次平衡机制单元可以是独立的，也可以是聚合的资源，最小规模为1 MW。为了便于实施，英国国家电网对并网导则进行进一步修改，明确和简化聚合商参与平衡机制的流程。

3 英国储能收益来源及商业模式

3.1 收益来源

英国电力市场自由化程度高，这为储能获得更多收益提供了可能性。从收益渠道来看，储能在英国电力市场中，收益来源广泛，包括从价值相对较高的调频服务市场及备用市场，到价值相对不高的能量市场，储能可以获得的收益来源超过10 种。详细潜在收益如表5所示。从类别上来看，这些收益具备以下特性。

表5 储能在英国电力市场的潜在收益来源[21]Table 5 Revenue sources of energy storage in UK power market[21]

（1）调频服务的价值最高，但对系统的要求也最高。与备用市场和能量时移服务市场相比，调频服务市场总需求相对较小。

（2）快速储备容量也是储能的潜在高价值市场，但市场规模也相对较小。

（3）短期运行储备STOR和容量市场提供的收益较低，但对系统的响应时间要求不高，且可与其他服务相兼容。

（4）输电成本和配电成本替代/延缓也是非常有吸引力的收益来源，但未来将随着电价结构的改变而改变。值得注意的是，输配电成本节约服务中，获得Triads收益的价值相对较高。Triads机制是针对每年11月至次年2月中的三个用电高峰时段而设计的，在这三个用电高峰时段能够发电或者减少用电的机组/用户可获得丰厚的补贴。

（5）能量套利市场被认为是一个深层市场，不易受市场竞争的影响。目前储能主要在日前市场和平衡市场开展套利。Epes Spot 和Nord Pool负责组织英国两个日前电力市场的运行，每天开展电力交易以满足第二天的电力供应。平衡市场主要以半个小时为时间窗口开展交易，以满足接近于实时的电力平衡，由Elexon公司负责组织开展。由于英国一直处于深化电力市场改革的前列，拥有能够反映电力稀缺属性的现货市场价格体系，因此随着英国可再生能源的增多，尤其是风电的增多，会带来更多的低价和负价期，未来电价差预计将增大，价格套利的未来前景看好。

3.2 商业模式

从目前英国储能项目的实际案例来看，大部分项目采取效益叠加的方式。尽管FFR调频服务品种的价格已经从2016/2017 年的18 GBP/(MW·h)下降到2020/2021 年的4 GBP/(MW·h)，但新出现的辅助服务品种，如动态遏制，其价格仍然相对较高，保持在17 GBP/(MW·h)的水平[22]，因此参与调频辅助服务成为大量储能项目的首选。

由于容量市场收益具备兼容性，因此除了调频市场，大量项目参与容量市场竞标，寻求获得这一补充收益。交付时间为2018/2019的英国T-4容量市场单价为19 GBP/(kW·a-1)，而交付时间为2021/2022年的英国T-4 容量市场服务单价已经降为8.4 GBP/(kW·a-1)，容量市场的价格的大幅下降，以及储能因其容量可用性的时长问题遭遇“降级”之后，大批储能项目在容量市场拍卖中的竞争力下降。而长时储能系统将从降额因素调整中受益，与短时储能系统相比，长时储能将会获得更高收入。另外，大量储能项目将”Triads”作为一个重要的收入来源，但这项补贴已经从2016年的45～55 GBP/(kW·a-1)降低为1.6 GBP/(kW·a-1)。

尽管部分调频辅助服务品种价格、容量市场价格以及Triads补贴均呈现下降趋势，但随着平衡市场的开放，以及英国可再生能源增长带来的批发电力市场套利机会的增加，储能的商业模式呈现转机。而随着英国政府储能相关政策与市场规则修订工作的持续推进，预计储能商业模式仍会持续发生变化。新的政策和市场规则将使得电力系统和电力市场识别储能更多的价值，有利于储能在不同的市场之间实行流动性更大的运营策略，帮助其获得收益的同时，推动英国实现高比例可再生能源利用以及净零排放的目标。

4 英国储能发展对中国的借鉴与启示

拥有自由电力市场的英国，尽管已经具备储能商业化应用的市场环境，但仍在政策与机制方面持续调整与改善，这为我国提供了以下启示。

一是应明确储能支撑双碳目标实现的战略地位并予以支持。英国的碳排放目标及能源转型目标的确立，成为英国修改储能相关政策与市场规则的重要推动力。英国在净零排放的相关报告中，也将储能作为重要战略技术方向进行明确和资金支持。同英国“碳达峰”到“碳中和”的过渡期相比，我国“碳中和”目标隐含的过渡期时长更短，意味着更陡峭的节能减排路径，实现难度更大。双碳目标的实现，需要构建以新能源为主体的新型电力系统，亟需在整个碳减排路径中确立储能等关键支撑技术的战略地位，并予以创新资金和政策机制的支持。

二是应尽快建立能够反映电力稀缺属性的现货市场机制。储能在英国电力市场中能够进行套利，得益于英国市场主体能够进行充分竞争的、反映实际电力供需情况的现货市场体系。而中国的电力供需平衡仍主要通过计划调度的方式进行解决，售电端采用目录电价的形式支付用电成本且价格水平长时间保持不变，电价水平传导存在较大的延迟性，无法及时反映供需变化，以及灵活性资源的价值。在中国现货市场建设过程中，应考虑设计存在时序和地点特性差别的电价机制，一方面引导用户用电行为与发电情况相匹配，另一方面通过发现价格反映储能等灵活性资源的市场价值。

三是应确立储能的资产类别属性，减少市场准入障碍。目前，在整个中国的政策体系和法律体系中，没有对储能身份的明确定义。尽管《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》[23]对储能能够提供的服务进行了描述，《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》[24]针对辅助服务领域中的储能准入身份提出“鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务”。但总的来说，中国的政策体系中并没有将储能的特点、属性、在所有领域中应用的资产所有权等定义清楚。英国的市场规则修订经验表明，随着电力市场化改革的深入，储能资产的属性及身份应尽快界定清楚，这决定了储能是作为发电主体还是负荷，还是一种新的主体在电力市场中进行注册，也决定了储能以什么样的市场模型参与交易，以及输配电价征收方式等，对将来储能商业模式的构建影响重大。

四是随着可再生能源比例的增加，应根据未来新型电力系统的需要适时考虑增加新的辅助服务品种。目前各地辅助服务市场运营交易规则中，均鼓励储能参与调峰、调频市场，但随着可再生能源接入电力系统比例的增加，以及火电机组的逐步关停，电力系统惯量供应不足，且频率控制、电压控制等将成为新的挑战，各地有必要结合实际情况，探讨快速调频、爬坡、惯量支撑、备用等各类辅助服务品种的设立。同时，加快推进辅助服务费用向用户侧传导，并通过平衡类和容量类市场机制及价格机制，保障储能等灵活性资源的合理收益。

五是应允许储能参与各细分市场并进行效益叠加。目前国内多数大型储能电站主要参与调频服务或调峰服务，用户侧储能主要开展峰谷套利服务，收益来源单一。尽管储能应用价值日渐清晰，但是在目前储能设备成本仍然相对较高的情况下，仅靠单一收益尚无法保证项目实现良好的投资回报。由于储能本身的技术特性，决定了其具备参与多个细分电力市场，提供多重服务，获得多重收益的能力。英国的经验表明，应允许大型储能电站及聚合后的分布式储能参与各类细分市场，使其能够在各类市场中进行灵活交易，充分发挥其灵活性和系统价值。