新型储能价格机制需进一步完善-北极星储能网

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1月24日，国家能源局发布2024年第1号公告，明确将“山东省肥城市300兆瓦/1800兆瓦时压缩空气储能示范项目”等56个项目列为新型储能试点示范项目。

新型储能是指除抽水蓄能以外的储能形式，包括电化学储能、压缩空气储能等，其中电化学储能约占90%。作为重要的灵活调节性资源，新型储能是实现“双碳”目标的关键技术，是构建新型电力系统的重要支撑。

近年来，得益于可再生能源装机规模快速增长和政策推动，我国新型储能装机规模持续快速提升，2020～2022年平均年增速达到136.3%，2022年占储能总装机容量的比例达到16%。2023年新型储能发展更是火爆，截至2023年年底，全国已建成投运的新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年年底增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。

新型储能进入发展快车道的同时，也面临诸多问题，最突出的问题包括市场机制和价格机制仍不健全、成本疏导和补偿困难、系统利用率不高、收益保证机制不明确。因此，亟需制定科学合理的价格机制，完善相关价格体系和补偿机制，解决经济性问题，以促进新型储能持续健康发展。

场景不同，政策有别

新型储能的核心产品与其他电源类型一样，都是电力和电量，原则上现有电价应用体系同样适用于新型储能。考虑我国上网、输配、销售等环节的电价机制现状，根据在电力系统中的位置不同，新型储能分别应用于电源侧、电网侧和用户侧，不同的应用场景，其价格机制和收益模式又有所区别。

一是电源侧储能价格机制。电源侧储能主要是为提升新能源消纳率，平滑新能源场站出力，主管部门以硬性指标规定的新能源强配储能，即“新能源+配建储能”模式。目前这种模式的成本由发电侧承担，收益来源主要是增加新能源消纳、提供电网一次、二次调频辅助服务、不同时段充放电的价差套利和政策补贴等，涉及的价格机制包括新能源上网电价以及峰谷电价、分时电价等。随着新能源电量平价上网，新能源发电企业运营压力不断加大。为提升电源侧储能的经济性，部分地区开始探索共享储能、独立储能、容量租赁等建设运营模式创新，以提升配建储能项目的综合效益。

二是电网侧储能价格机制。电网侧储能主要用于提供调峰和调频等电力辅助服务，增加电网稳定性，目前主要以独立储能为主，主要由电网公司统一投资和管理运营。相关政策允许电网公司通过核定输配电价向用户侧疏导一部分储能成本，或者以租赁的形式将部分容量交给其他市场主体经营。理论上电网侧储能收益来源除了输配电价收入外，还包括辅助服务、电力市场价差套利、容量补偿收入和容量租赁收入等。但由于辅助服务市场机制尚未成熟，各省市规则不同，多数情况下储能不能获得全部渠道的收益，导致储能所获得的服务补偿不能完全反映其对系统调节的贡献，仅仅通过辅助服务市场获利目前还无法覆盖储能的投资成本，其他社会资本投资电网侧储能的意愿不高。

三是用户侧储能价格机制。用户侧储能主要服务所配套的工商业用户，通过发挥优化负荷曲线、需量管理、支撑综合能源服务以及需求侧响应等作用，降低用户用能成本，提升用户供电可靠性。与电源侧和电网侧储能相比，用户侧储能装机容量较小、布局分散、可以自主调控，这些特点决定其发展动力来源于市场。目前，用户侧储能主要通过峰谷差价、减少基本电费、参与需求响应获取补贴、降低增容费用等方式盈利。目前国内大部分省份分时电价价差区间较低，且运营策略多为每天一充一放，用户侧储能项目全生命周期内回收成本困难。

坚持“三统一”原则，完善价格机制

坚持功能与价值相统一原则。与一般电源和抽水蓄能相比，新型储能具有更多的功能，例如，平衡和稳定新能源发电出力，实现电力系统削峰填谷，有效提供系统调频和备用容量等辅助服务以及减少电量损失等。所以，新型储能价格机制完善和改革的方向是实现功能与价值相统一，基于储能不同的功能完善价格机制。

坚持成本与收益相统一原则。新型储能一次性投资大，政策风险高，而储能利用不定时、不定量，多为备用状态，利用率不高。因此，保障储能投资可持续性的前提是保证项目投资收益率达到一定的合理水平，能弥补其成本。新型储能价格机制需要做到成本与收益相统一：首先，要建立稳定的收益机制保障固定投资的回收；其次，要按照“谁受益、谁分担”的原则，将储能项目变动成本完全疏导下去。

坚持综合施策与分类施策相统一原则。在综合施策方面，目前大多数国家没有出台独立的新型储能电价机制，新型储能与其他主体一样参与到市场竞争中，通过参与电能量市场、辅助服务市场等多种形式获得多重效益。我国也是如此，除了制定科学合理的新型储能价格机制，还需要通过加快推进电力现货市场建设、完善辅助服务市场等方式共同发力推进。在分类施策方面，当前我国电价存在政府管制和市场定价不同的定价方式，再加上新型储能应用场景不同，收益模式不一样，需要合理划分新型储能分类，实现分类施策。

四项建议，统筹推进

首先，建议出台单独的电源侧储能购放电价格政策。对新能源配建储能项目购放电价格、输配电价以及结算方式等作出具体规定。其中，在购电价格方面，向电源购电情况下按购电电源的标杆上网电价计算购电价格；向电网购电情况下，按用户类型及电压等级对应时间如低谷时的销售电价计算购电价格。在放电价格方面，直接交易情况下按适用于用户的目录销售电价向用户收取；向电网卖电情况下，按所在地最高水平的可再生能源上网电价结算，不考虑购入电源的种类。此外，要明确是否支付输配电价和电价附加。

其次，建议对于电网侧储能电站采用竞争性两部制电价机制。电网侧储能包括电网替代性储能设施和电网侧储能电站。其中，电网替代性储能设施作为电网建设的一种技术手段，不能独立运行，但可以明显减少变电容量及输配电线路的建设，降低电网投资。建议纳入输配电有效资产，通过输配电价回收。而电网侧储能电站，接受电网统一调度控制，具备调峰、调频、事故备用等功能，用以保障公共电力系统安全稳定运行或提升其整体经济性，可以独立运行。建议近期建立储能电站竞争性电价机制。

再次，建议进一步完善分时电价、峰谷电价等政策。2021年，国家发展改革委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，对分时电价机制进行了优化和完善。其中包括优化峰谷电价机制、建立尖峰电价机制、建立动态调整机制以及加强与电力市场的衔接等方面。建议未来以推动形成合理的峰谷电价价差为核心，进一步完善用户侧储能价格形成机制：推行季节性电价、丰水和枯水期电价、节假日电价以及针对更大用户范围的峰谷电价，并对峰谷电价价差水平适时进行合理调整，适度拉大峰谷价差，鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格，以保证储能投资回收。同时，推动形成合理的用户分时电价，完善需求侧响应可中断负荷电价机制，支持用户侧储能价值的充分发挥。

最后，建议加快储能参与电力现货市场进度，增加服务种类。电力现货市场可以反映实际电力供需情况，更好地削峰填谷，也更能体现储能的能量价值，储能独立进入电力现货市场是大势所趋。2022年山东率先推出新型储能参与现货市场交易，随后陕西、甘肃等省份也陆续发布政策推动新型储能参与现货市场运行。因此，应加快电力现货市场建设，完善储能参与电力现货市场规则，增加储能可参与的电力市场服务种类，例如可以探索将快速调频、转动惯量、爬坡速率等纳入新型电力辅助服务交易品种，制定储能参与新的电力辅助服务品种的市场规则，更大化地体现储能可以提供多种服务的灵活性和优异性，通过市场化的手段提升储能收益。2月8日，国家能源局山东能监办印发《山东电力爬坡辅助服务市场交易规则（试行）》，这是国内出台的首个针对电力爬坡辅助服务的专项政策。

（作者供职于国家发展改革委价格监测中心，本文仅代表个人观点。）

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