电网侧新型储能电价机制研究及相关建议-北极星售电网

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新型储能是支撑新型电力系统建设的关键要素，然而目前电网侧储能投资回报机制尚未建立，导致其成本分摊及传导面临较大困难，影响了行业的快速发展。本文从定价理论、疏导机制、价格标准等角度论证电网侧独立储能电站实行两部制电价具备可行性，并测算容量电费标准及影响因素，为促进电网侧新型储能发展提供参考建议。

电网侧新型储能电价机制

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出以支撑系统安全稳定高效运行为原则，合理确定电网侧储能的发展规模，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。该方案并未明确具体适用的价格机制，可考虑单一容量制和两部制电价两种模式。

单一容量制电价：价格机制简单，便于执行，但是电费收入仅和容量相关，无法体现电池充放电次数变化带来的成本收入变动。

两部制电价：容量电价反映储能保障电力系统容量充裕度的“系统效用”，回收除充放电损耗外的其他成本，并获得合理收益；电量电价体现储能电站的“电量效用”，主要补偿储能电站的充放电损耗，实现对储能运行转换效率的奖惩，更有利于提高储能调用积极性。

从功能定位上看，电网侧新型储能电站与传统抽水蓄能电站类似，两部制电价较单一容量制电价更能合理地反映储能的多元价值，有利于激励储能项目发挥保障和调节电网安全稳定运行的作用。因此，电网侧新型储能电站采用两部制电价模式更为合理。

参照抽水蓄能电站，电网侧新型储能电站容量电价可能的疏导方式有：纳入辅助服务费用，由所有工商业用户分摊；可再生能源发电企业购买调峰能力；参与容量市场回收。电量电价可能的疏导方式有：纳入辅助服务费用，由所有工商业用户分摊；向发电企业竞争性招标采购充电电量疏导；参与电力现货市场赚取充放电价差；参与调峰调频等辅助服务市场回收。

电网侧新型储能电价测算分析

选取典型电网侧储能电站，参考抽蓄电站容量电价核定方法，利用经营期电价方法测算单位容量电价标准，根据电网侧储能规模计算年度需疏导容量电费。

以近期建设投运的福建、安徽、辽宁储能电站为例，测算其单位容量电费。其中福建与安徽储能电站采用磷酸铁锂电池技术，辽宁大连储能电站采用液流电站技术。

第一，受设计方案、电池技术路线、配置时长等因素影响，储能电站容量电价存在较大差异，但总体大于抽水蓄能电站容量电价。参考抽蓄容量电价核定办法，设定资本金内部收益率为6.5%时，福建和安徽储能电站的单位容量电价分别为1101元/千瓦、763元/千瓦，高于抽水蓄能电站电价（520~650元/千瓦之间）。安徽储能电站配置时长较短，单位容量电价小于福建储能电站；辽宁液流储能电站由于采用的技术路线成本高，其单位容量电价远高于锂电池电站。

第二，单位造价与项目经营期对容量电价测算影响较大。以安徽某储能电站为例，对其相关参数进行敏感性分析。从结果来看，单位造价每下降10%，容量电价降低7.9%；核定经营期每增加2年，容量电价降低8.6%。当储能电站单位造价下降29.2%时，其容量电价将接近抽蓄电站水平。

完善电价机制的有关建议

在电价标准制定方面，储能电站不同于成熟的抽蓄电站，受设计方案、电池技术路线、配置时长等影响，造价差异较大，且随着电化学储能技术快速进步，未来成本下降空间较大。建议借鉴光伏领跑者基地等做法，采用竞争性招标方式，设定容量电价上限，由电站投资主体报价竞争获取电网侧新型储能建设规模指标，从而激励技术进步、推动成本下降、促进储能产业发展。

在储能电价疏导方面，当前电网侧储能投资回收机制尚未建立，电网侧独立储能被电网直接调用，主要靠调峰调频获得辅助服务费用，收益来源较为单一，对政策支持的需求较为迫切。建议对于市场化的电网侧独立储能电站，优先鼓励其通过市场竞争的方式实现系统调节价值；对于非市场化的电网替代性储能设施，需符合经济性替代原则，经审核批准后将其纳入输配电有效资产，通过输配电价回收。

在参与电力市场方面，现阶段各地电能量市场和辅助服务市场运行尚不完善，储能电站参与市场的收益相对有限，储能电站商业模式尚不成熟。建议以市场化方式引导储能参与电网调节。加快完善电力市场交易品种，健全需求响应机制，支持用户侧储能参与电网需求响应、电量平衡和负荷特性改善，允许共享储能与工商业用户组成虚拟电厂参与需求响应；推动电力现货市场建设，支持储能参与现货市场；加快探索调频市场和容量市场建设，推动储能通过调峰调频、需求响应、电力现货等多种方式扩大收入来源，促进储能商业化运营，以市场化价格机制引导储能有序参与电网调节。

（作者单位：国网安徽省电力有限公司经济技术研究院）

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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