電網(wǎng)側(cè)新型儲能電價機制研究
邵筱宇 葉鈺童 張理 任曦駿
（國網(wǎng)安徽省電力有限公司經(jīng)濟技術(shù)研究院）
新型儲能是支撐新型電力系統(tǒng)建設(shè)的關(guān)鍵要素，然而目前電網(wǎng)側(cè)儲能投資回報機制尚未建立，導(dǎo)致其成本分?jǐn)偧皞鲗?dǎo)面臨較大困難，影響了行業(yè)的快速發(fā)展。本文從定價理論、疏導(dǎo)機制、價格標(biāo)準(zhǔn)等角度論證電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站實行兩部制電價具備可行性，并測算容量電費標(biāo)準(zhǔn)及影響因素，為政府制定相關(guān)電價政策，促進電網(wǎng)側(cè)新型儲能發(fā)展提供參考建議。
一、電網(wǎng)側(cè)新型儲能電價機制
（一）定價機制
2022年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》（發(fā)改能源〔2022〕209號）提出“以支撐系統(tǒng)安全穩(wěn)定高效運行為原則，合理確定電網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)展規(guī)模，建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場?！薄秾嵤┓桨浮凡⑽疵鞔_具體適用的價格機制，建議可考慮單一容量制和兩部制電價兩種模式。
單一容量制電價：價格機制簡單，便于執(zhí)行，但是電費收入僅和容量相關(guān)，無法體現(xiàn)電池充放電次數(shù)變化帶來的成本收入變動。
兩部制電價：容量電價反映儲能保障電力系統(tǒng)容量充裕度的“系統(tǒng)效用”，回收除充放電損耗外的其他成本，并獲得合理收益；電量電價體現(xiàn)儲能電站的“電量效用”，主要補償儲能電站的充放電損耗，實現(xiàn)對儲能運行轉(zhuǎn)換效率的獎懲，更有利于提高儲能調(diào)用積極性。
從功能定位上看，電網(wǎng)側(cè)新型儲能電站與傳統(tǒng)抽水蓄能電站類似，兩部制電價較單一容量制電價更能合理地反映儲能的多元價值，有利于激勵儲能項目發(fā)揮保障和調(diào)節(jié)電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的作用。因此，電網(wǎng)側(cè)新型儲能電站采用兩部制電價模式更為合理。
（二）疏導(dǎo)機制
參照抽水蓄能電站，電網(wǎng)側(cè)新型儲能電站容量電價可能的疏導(dǎo)方式有：1.納入輔助服務(wù)費用，由所有工商業(yè)用戶分?jǐn)偅?.可再生能源發(fā)電企業(yè)購買調(diào)峰能力；3.參與容量市場回收。電量電價可能的疏導(dǎo)方式有：1.納入輔助服務(wù)費用，由所有工商業(yè)用戶分?jǐn)偅?.向發(fā)電企業(yè)競爭性招標(biāo)采購充電電量疏導(dǎo)；3.參與電力現(xiàn)貨市場賺取充放電價差；4.參與調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)市場回收。
考慮到不同省份電力現(xiàn)貨市場建設(shè)進度不一、輔助服務(wù)市場建設(shè)有待完善，建議現(xiàn)階段按照“先市場、后計劃”的原則，對于市場化的電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站，應(yīng)優(yōu)先鼓勵其參與市場競爭實現(xiàn)其系統(tǒng)調(diào)節(jié)價值，通過市場化新能源項目購買調(diào)峰能力、低谷電量競爭性招標(biāo)、參與容量市場和輔助服務(wù)市場方式實現(xiàn)成本疏導(dǎo)；對于非市場化的電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施，需符合經(jīng)濟性替代原則，在履行必要的審核程序、經(jīng)政府主管部門批準(zhǔn)后方可投資建設(shè)，將其納入輸配電有效資產(chǎn)，通過輸配電價回收。
二、電網(wǎng)側(cè)新型儲能電價測算分析
（一）測算思路
選取典型電網(wǎng)側(cè)儲能電站，參考抽蓄電站容量電價核定方法，利用經(jīng)營期電價方法測算單位容量電價標(biāo)準(zhǔn)，根據(jù)電網(wǎng)側(cè)儲能規(guī)模計算年度需疏導(dǎo)容量電費。
（二）容量電價測算與對比
以近期建設(shè)投運的福建、安徽、遼寧儲能電站為例，測算其單位容量電費。其中福建與安徽儲能電站采用磷酸鐵鋰電池技術(shù)，大連儲能電站采用液流電站技術(shù)。
第一，受設(shè)計方案、電池技術(shù)路線、配置時長等因素影響，儲能電站容量電價存在較大差異，但總體大于抽水蓄能電站容量電價。參考抽蓄容量電價核定辦法，設(shè)定資本金內(nèi)部收益率為6.5%時，福建和安徽儲能電站的單位容量電價分別為1101元/千瓦、763元/千瓦，高于抽水蓄能電站電價（約520~650元/千瓦之間）。安徽儲能電站配置時長較短，單位容量電價小于福建儲能電站；遼寧液流儲能電站由于采用的技術(shù)路線成本高，其單位容量電價遠(yuǎn)高于鋰電池電站。
三、結(jié)論與建議
在電價標(biāo)準(zhǔn)制定方面，儲能電站不同于成熟的抽蓄電站，受設(shè)計方案、電池技術(shù)路線、配置時長等影響，造價差異較大，且隨著電化學(xué)儲能技術(shù)快速進步，未來成本下降空間較大。建議借鑒光伏領(lǐng)跑者基地等做法，采用競爭性招標(biāo)方式，設(shè)定容量電價上限，由電站投資主體報價競爭獲取電網(wǎng)側(cè)新型儲能建設(shè)規(guī)模指標(biāo)，從而激勵技術(shù)進步、推動成本下降、促進儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。
在儲能電價疏導(dǎo)方面，當(dāng)前電網(wǎng)側(cè)儲能投資回收機制尚未建立，電網(wǎng)側(cè)獨立儲能被電網(wǎng)直接調(diào)用，主要靠調(diào)峰調(diào)頻獲得輔助服務(wù)費用，收益來源較為單一，對政策支持的需求較為迫切。建議對于市場化的電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站，應(yīng)優(yōu)先鼓勵其通過市場競爭的方式實現(xiàn)其系統(tǒng)調(diào)節(jié)價值；對于非市場化的電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施，需符合經(jīng)濟性替代原則，經(jīng)審核批準(zhǔn)后將其納入輸配電有效資產(chǎn)，通過輸配電價回收。
在參與電力市場方面，現(xiàn)階段各地電能量市場和輔助服務(wù)市場運行尚不完善，儲能電站參與市場的收益相對有限，儲能電站商業(yè)模式尚不成熟。建議以市場化方式引導(dǎo)儲能參與電網(wǎng)調(diào)節(jié)。加快完善電力市場交易品種，健全需求響應(yīng)機制，支持用戶側(cè)儲能參與電網(wǎng)需求響應(yīng)、電量平衡和負(fù)荷特性改善，允許共享儲能與工商業(yè)用戶組成虛擬電廠參與需求響應(yīng)；推動電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，支持儲能參與現(xiàn)貨市場；加快探索調(diào)頻市場和容量市場建設(shè)，推動儲能通過調(diào)峰調(diào)頻、需求響應(yīng)、電力現(xiàn)貨等多種方式擴大收入來源，促進儲能商業(yè)化運營，以市場化價格機制引導(dǎo)儲能有序參與電網(wǎng)調(diào)節(jié)。
