中国储能定价机制的探讨

（二）大连储能电价形成机制研究

国家发改委市场与价格研究所原所长刘树杰做了《大连储能电价形成机制研究》的报告。以大连储能电站项目为案例，刘所长介绍了储能电价形成机制，提出了设计储能电站上网电价形成机制的基本原则，并从近期和远期分别提出了储能电价形成机制的政策建议。

主要观点如下：

（1）大连储能电站主要用于移峰填谷以及提供备用、电压支撑等辅助服务。大连储能电站的产品特性主要包括两大类，一是能量效用，包括顶峰和填谷；二是辅助服务效用，包括备用、黑启动和电压支撑。

（2）大连储能电站成本比较高。一是单位造价高，目前高于常规抽水蓄能电站；二是固定成本高，按15年运营期，满足内部收益率7%计算，每千瓦时的固定成本约为1.86元；三是与储蓄电站面临同样的问题，即电站的变动成本取决于储能时的购电价格。

（3）理想情况下，储能电站的收入主要包括高价发电收入、需求侧响应收入、备用等辅助服务收入以及地板价购电等四个来源。理想层面是两个含义，一个是技术成熟了，第二个就是建立了成熟的现代意义的电力市场。在这样一个成熟的或者理想的条件下，储能电站的收入应当包括四个来源，第一个来源是高峰时段的能量收入。其又包括两块，一块是在高峰时段卖高价格；另一块是基于储能的可调性以及双边交易模式市场中的平衡机制，取得平衡市场的收入，这也是能量收入的一部分。第二个来源是需求侧响应收入。在一个竞争性的批发市场中，储能电站在一定条件下可以做一个负发电机，在平衡市场的时候，如果需要减负荷，储能可以提供该服务，并获得这部分收入。第三个来源是备用、黑起动、电压支持等辅助服务。第四个来源是地板价购电。这是储能盈利的一个重要支点，即在系统电价最低的时候买电。在辽宁等高比例可再生能源接入地区，由于大量热电联产机组压负荷困难，低谷时段调峰问题十分突出。在竞争性市场中，风电出力较大、供热机组调峰困难的谷段电价应该是非常便宜的，可以是零电价，甚至负电价。如果储能此时充电，就会有非常重要的收入来源。但是目前在我国管制电价的情况下，我国价格体系中没有发电侧分时电价，无法反映储能在以上低谷时段的价值。

（4）对于大连储能电站，现行体制条件下宜实施“电量电价+容量电价”的电价结构，市场化电力体制下可施行“电量电价+政府授权辅助服务合同价格”的电价结构。现行体制条件下，电量电价应体现储能电站的“电量效用”，可以暂执行实行煤电标杆价格标准。购电价格招标决定，或“直接交易”决定。容量电价反映储能电站“系统效用”和对实验项目的支持。容量电价应基于投资成本核定，容量电费暂由辽宁省电网公司支付，通过终端用户统一加价的方式，由所有用户共同承担。具体的容量电价标准，还应综合考虑电量电价、充电电价的实际水平对项目收支平衡的整体影响。市场化电力体制下，储能电价结构为“电量电价+政府授权辅助服务合同价格”。将政府定价改为政府授权合同，以使政府的支持政策为竞争型电力市场的规则所包容。政府授权系统运营商与电池储能企业签订长期合同，电池储能企业来自于市场竞争的收入少于企业合理收入需求的部分，由授权系统运营商以“辅助服务固定费用”的名目，定期向电池储能企业支付。系统运营商的此项费用支出，仍计入系统辅助服务的总成本，通过“调度费”或“系统管理费”的途径，按电量分摊给所有的电力用户。

（三）储能产业对国家储能定价机制的期待

圆桌讨论环节由国网能源研究院副院长蒋莉萍女士主持，中国电力科学研究院教授级高工来小康先生、原国网辽宁电力公司总工程师王芝茗先生、中关村储能联盟理事长俞振华先生、中国能源网首席信息管韩晓平、南都电源能源互联网公司总经理王大为先生、大连融科储能技术发展有限公司副总工程师刘宗浩先生、索英电气董事长王仕城先生、沃太能源董事长袁宏亮先生等来自电网公司、储能产业、科研院所的多名专家积极建言献策。

与会专家围绕储能如何定价开展了深入讨论，并提出了一些建议。主要观点总结如下。

1)大规模可再生能源并网为电力系统的安全稳定经济运行带来挑战，对系统运行灵活性提出更高要求，储能是实现未来高比例可再生能源并网的重要支撑技术。一方面，风光的波动性与不确定性问题使得电力系统净负荷峰谷特性发生较大变化，系统灵活性资源匮乏的问题凸显，亟需在传统调频、调峰手段之外增强系统灵活调节能力。目前在局部地区由于调峰资源等缺失，已经面临严重的弃风、弃光问题，造成大量投资浪费。另一方面，大量分布式可再生能源接入配电网，引起配电网潮流双向流动，部分时段甚至超出了传统配电网的设计范围，亟需加强配电网电压和潮流控制的调节措施。展望“十三五”，风电、光伏仍将进一步快速发展，如何促进高比例可再生能源高效消纳是我国电力系统乃至能源系统转型面临的一个重要问题。与会专家一致认为，储能技术响应速度快、调节范围广、配置灵活、可实现能量的时间迁移等特点，是实现未来高比例可再生能源发展的重要支撑技术。例如，相比于发电机，储能可以发出负功率，类似负荷，必要时刻可以有效缓解系统调峰压力；相比于负荷，储能能够发电，类似电源，必要时刻可以为电网电压和频率稳定等提供支撑。

2)新一轮电力市场建设为储能通过电力市场发现价格提供了基础条件，也为储能的应用提供了广阔空间。自2014年10月在深圳启动了输配电价改革试点以来，输配电价改革由点及面，逐步扩大，除2015年的6个省级电网试点之外，今年年底还将完成12个省级电网和1个区域电网的输配电价核定。同时，电力市场化交易也在加速推进。新一轮市场化改革为储能通过电力市场发现价格提供了基础条件。此外，随着我国售电以及增量配网市场放开，未来储能在智能建筑、电动汽车充电服务、先进制造业基地建设、新农村建设、精准扶贫等领域的技术和商业模式创新有很大空间，通过“互联网+智慧能源”，有望实现储能成本在更大应用领域和范围的分摊，推动储能快速发展。例如，与会专家提出，可以进一步从用户服务创新与用户体验提升的角度思考储能的商业前景，找到可持续的赢利点。

3)传统的电力定价模式已经不再适应，迫切需要新的机制来体现储能技术多功能作用所带来的价值。在没有储能的情况下，我国的电力定价体系已经十分复杂。与会专家认为，考虑储能本身技术种类和技术路线繁多，不同储能技术之间成本以及不同储能技术效果的差异非常大，单独为每一种不同储能技术定价很难实现。

4)最佳的方式在于认可储能技术在现代电力系统中的作用，给储能设施全面参与电力市场的准入许可，使其在不同的应用场景中与其他技术手段进行竞争，在竞争中发现价值，并建立可持续的盈利模式。公平竞争的平台有利于找到最高效的解决方案，实现资源的优化配置。以美国为例，美国部分州的市场规则允许满足一定容量需求的快速储能参与调频等市场品种，既满足了电网需求，也增加了储能收益。又如，美国加州光伏发展较快，随着光伏规模的增加，未来将面临典型的“鸭形”曲线问题，电网调峰将十分困难，对系统资源的爬坡能力提出很高要求。目前加州正在市场中尝试加入灵活性产品，激励包括储能在内的各类资源提高爬坡、快速启动等能力。由于我国大部分地区并没有给予储能在相关领域服务的独立准入地位，不仅难以实现资源优化配置，在一定程度上阻碍了储能在电网中充分获益。与会专家认为，未来电力市场建设以及储能试点示范机制设计中，应当给予储能系统参与市场竞争的合理市场地位，促进储能在不同的应用场景中与其他技术手段竞争，在竞争中发现价值，并实现盈利。

5)大环境的营造是支持储能发展的最重要方面。现阶段，在营造储能发展环境方面，可以采取以下措施：

a.适当扩大峰谷电价用户范围，为储能在用户侧的发展营造良好的环境。安装于用户侧，通过电量转移和用户侧峰谷价差实现套利是我国储能应用的主要商业模式之一。根据部分与会业内专家的测算，当用户侧峰谷价差达到每千瓦时0.75元以上时，储能才具有获利的可能。成熟的市场环境下，用户侧峰谷价差是根据市场供需情况自然形成的。我国目前的用户侧电价价格随供需变化的灵活性还不够，尚处于政府定价阶段。考虑储能技术的应用，可以考虑扩大执行峰谷电价的用户范围，并进一步完善用户侧峰谷电价的定价机制。

b.完善两部制电价，体现储能电站的电量效益和系统效益。电量电价应体现储能电站的“电量效用”，可以参照发电侧煤电标杆价格。随着市场化的推进，购电价格可以招标决定，或“直接交易”决定。容量电价应反映储能电站“系统效用”。

c.允许储能设施参与正在建设中的电力市场。例如，允许储能参与辅助服务市场。目前东北试点的调峰辅助服务市场，已经允许电储能参与。未来，还需要充分考虑新能源并网、能源转型等对灵活性资源需求，在市场架构、市场规则设计等方面进一步细化，并界定相关服务的受益方，促使储能能够在各类细分市场中找到自己的价值和盈利点。

6)产业起步阶段，可以考虑给予储能技术一定的补贴、税收减免等政策扶持，但需要注意防范政策制定过程中可能引发的风险。从国际经验来看，在储能产业培育初期有必要给予一定的政策扶持。在支持性政策方面，与会专家提出了适当给予中央与地方财政补贴、对容量利用小时数高和负荷峰谷差小的用户适当减免基本电费、给予税收减免、加大需求侧响应补贴并确保补贴能够落实到储能设施投资运营商手中等措施建议。与会专家同时指出，对储能的产业支持政策要吸取我国过去在风电、光伏以及电动汽车等领域产业政策的教训和经验，注意防范政策制定过程中可能引发的风险。一是要避免过度补贴，应同步加快产业技术标准、检测认证、市场准入、安全管理、电池回收等配套监管体系建设，避免出现以赚取政府补贴为导向的低水平发展局面，规避出现“骗补”的道德风险；二是政府的补贴机制设计要遵循技术中立原则，政府补贴不宜直接针对具体储能技术路线，并应给予与储能有类似效果的其他灵活性调节手段同等政策待遇；三是补贴和税收支持机制要坚持有序退坡原则，应合理确定储能有关支持政策的退坡与退出路线图，为企业投资运营提供稳定预期，激励企业通过持续创新降本增效，同时将政府财政支出控制在合理范围内；四是补贴机制要强化效果导向，从以往风电、光伏以及电动汽车等产业发展经验来看，基于投资规模的财政补贴政策效果往往不佳，建议采取以实际储放电量与功率为基准的储能补贴机制，鼓励企业持续提升实际运营绩效，尽快具备脱离补贴独立发展的能力。

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