《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，支持电储能项目的投资建设;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目必要的支持，优先开展相关工作。
下一阶段电储能相关政策的初步思考
应加快电储能参与辅助服务试点的没度。目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目，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。《通知》已经为电储能提供了多渠道盈利的可能性，比如充放电价差和辅助服务补偿，但不是所有的发电企业和电力用户都能在目前的电储能成本下，通过投资建设电储能设施获利。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，促没我国电储能产业健康发展。
(作者供职于东北能监局)
