新型儲能價(jià)格機制需進(jìn)一步完善

1月24日，國家能源局發(fā)布2024年第1號公告，明確將“山東省肥城市300兆瓦/1800兆瓦時(shí)壓縮空氣儲能示范項目”等56個(gè)項目列為新型儲能試點(diǎn)示范項目。

新型儲能是指除抽水蓄能以外的儲能形式，包括電化學(xué)儲能、壓縮空氣儲能等，其中電化學(xué)儲能約占90%。作為重要的靈活調節性資源，新型儲能是實(shí)現“雙碳”目標的關(guān)鍵技術(shù)，是構建新型電力系統的重要支撐。

近年來(lái)，得益于可再生能源裝機規?？焖僭鲩L(cháng)和政策推動(dòng)，我國新型儲能裝機規模持續快速提升，2020～2022年平均年增速達到136.3%，2022年占儲能總裝機容量的比例達到16%。2023年新型儲能發(fā)展更是火爆，截至2023年年底，全國已建成投運的新型儲能項目累計裝機規模達3139萬(wàn)千瓦/6687萬(wàn)千瓦時(shí)，平均儲能時(shí)長(cháng)2.1小時(shí)。2023年新增裝機規模約2260萬(wàn)千瓦/4870萬(wàn)千瓦時(shí)，較2022年年底增長(cháng)超過(guò)260%，近10倍于“十三五”末裝機規模。

新型儲能進(jìn)入發(fā)展快車(chē)道的同時(shí)，也面臨諸多問(wèn)題，最突出的問(wèn)題包括市場(chǎng)機制和價(jià)格機制仍不健全、成本疏導和補償困難、系統利用率不高、收益保證機制不明確。因此，亟需制定科學(xué)合理的價(jià)格機制，完善相關(guān)價(jià)格體系和補償機制，解決經(jīng)濟性問(wèn)題，以促進(jìn)新型儲能持續健康發(fā)展。

場(chǎng)景不同，政策有別

新型儲能的核心產(chǎn)品與其他電源類(lèi)型一樣，都是電力和電量，原則上現有電價(jià)應用體系同樣適用于新型儲能?？紤]我國上網(wǎng)、輸配、銷(xiāo)售等環(huán)節的電價(jià)機制現狀，根據在電力系統中的位置不同，新型儲能分別應用于電源側、電網(wǎng)側和用戶(hù)側，不同的應用場(chǎng)景，其價(jià)格機制和收益模式又有所區別。

一是電源側儲能價(jià)格機制。電源側儲能主要是為提升新能源消納率，平滑新能源場(chǎng)站出力，主管部門(mén)以硬性指標規定的新能源強配儲能，即“新能源+配建儲能”模式。目前這種模式的成本由發(fā)電側承擔，收益來(lái)源主要是增加新能源消納、提供電網(wǎng)一次、二次調頻輔助服務(wù)、不同時(shí)段充放電的價(jià)差套利和政策補貼等，涉及的價(jià)格機制包括新能源上網(wǎng)電價(jià)以及峰谷電價(jià)、分時(shí)電價(jià)等。隨著(zhù)新能源電量平價(jià)上網(wǎng)，新能源發(fā)電企業(yè)運營(yíng)壓力不斷加大。為提升電源側儲能的經(jīng)濟性，部分地區開(kāi)始探索共享儲能、獨立儲能、容量租賃等建設運營(yíng)模式創(chuàng )新，以提升配建儲能項目的綜合效益。

二是電網(wǎng)側儲能價(jià)格機制。電網(wǎng)側儲能主要用于提供調峰和調頻等電力輔助服務(wù)，增加電網(wǎng)穩定性，目前主要以獨立儲能為主，主要由電網(wǎng)公司統一投資和管理運營(yíng)。相關(guān)政策允許電網(wǎng)公司通過(guò)核定輸配電價(jià)向用戶(hù)側疏導一部分儲能成本，或者以租賃的形式將部分容量交給其他市場(chǎng)主體經(jīng)營(yíng)。理論上電網(wǎng)側儲能收益來(lái)源除了輸配電價(jià)收入外，還包括輔助服務(wù)、電力市場(chǎng)價(jià)差套利、容量補償收入和容量租賃收入等。但由于輔助服務(wù)市場(chǎng)機制尚未成熟，各省市規則不同，多數情況下儲能不能獲得全部渠道的收益，導致儲能所獲得的服務(wù)補償不能完全反映其對系統調節的貢獻，僅僅通過(guò)輔助服務(wù)市場(chǎng)獲利目前還無(wú)法覆蓋儲能的投資成本，其他社會(huì )資本投資電網(wǎng)側儲能的意愿不高。

三是用戶(hù)側儲能價(jià)格機制。用戶(hù)側儲能主要服務(wù)所配套的工商業(yè)用戶(hù)，通過(guò)發(fā)揮優(yōu)化負荷曲線(xiàn)、需量管理、支撐綜合能源服務(wù)以及需求側響應等作用，降低用戶(hù)用能成本，提升用戶(hù)供電可靠性。與電源側和電網(wǎng)側儲能相比，用戶(hù)側儲能裝機容量較小、布局分散、可以自主調控，這些特點(diǎn)決定其發(fā)展動(dòng)力來(lái)源于市場(chǎng)。目前，用戶(hù)側儲能主要通過(guò)峰谷差價(jià)、減少基本電費、參與需求響應獲取補貼、降低增容費用等方式盈利。目前國內大部分省份分時(shí)電價(jià)價(jià)差區間較低，且運營(yíng)策略多為每天一充一放，用戶(hù)側儲能項目全生命周期內回收成本困難。

堅持“三統一”原則，完善價(jià)格機制

堅持功能與價(jià)值相統一原則。與一般電源和抽水蓄能相比，新型儲能具有更多的功能，例如，平衡和穩定新能源發(fā)電出力，實(shí)現電力系統削峰填谷，有效提供系統調頻和備用容量等輔助服務(wù)以及減少電量損失等。所以，新型儲能價(jià)格機制完善和改革的方向是實(shí)現功能與價(jià)值相統一，基于儲能不同的功能完善價(jià)格機制。

堅持成本與收益相統一原則。新型儲能一次性投資大，政策風(fēng)險高，而儲能利用不定時(shí)、不定量，多為備用狀態(tài)，利用率不高。因此，保障儲能投資可持續性的前提是保證項目投資收益率達到一定的合理水平，能彌補其成本。新型儲能價(jià)格機制需要做到成本與收益相統一：首先，要建立穩定的收益機制保障固定投資的回收;其次，要按照“誰(shuí)受益、誰(shuí)分擔”的原則，將儲能項目變動(dòng)成本完全疏導下去。

堅持綜合施策與分類(lèi)施策相統一原則。在綜合施策方面，目前大多數國家沒(méi)有出臺獨立的新型儲能電價(jià)機制，新型儲能與其他主體一樣參與到市場(chǎng)競爭中，通過(guò)參與電能量市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)等多種形式獲得多重效益。我國也是如此，除了制定科學(xué)合理的新型儲能價(jià)格機制，還需要通過(guò)加快推進(jìn)電力現貨市場(chǎng)建設、完善輔助服務(wù)市場(chǎng)等方式共同發(fā)力推進(jìn)。在分類(lèi)施策方面，當前我國電價(jià)存在政府管制和市場(chǎng)定價(jià)不同的定價(jià)方式，再加上新型儲能應用場(chǎng)景不同，收益模式不一樣，需要合理劃分新型儲能分類(lèi)，實(shí)現分類(lèi)施策。

四項建議，統籌推進(jìn)

首先，建議出臺單獨的電源側儲能購放電價(jià)格政策。對新能源配建儲能項目購放電價(jià)格、輸配電價(jià)以及結算方式等作出具體規定。其中，在購電價(jià)格方面，向電源購電情況下按購電電源的標桿上網(wǎng)電價(jià)計算購電價(jià)格;向電網(wǎng)購電情況下，按用戶(hù)類(lèi)型及電壓等級對應時(shí)間如低谷時(shí)的銷(xiāo)售電價(jià)計算購電價(jià)格。在放電價(jià)格方面，直接交易情況下按適用于用戶(hù)的目錄銷(xiāo)售電價(jià)向用戶(hù)收取;向電網(wǎng)賣(mài)電情況下，按所在地最高水平的可再生能源上網(wǎng)電價(jià)結算，不考慮購入電源的種類(lèi)。此外，要明確是否支付輸配電價(jià)和電價(jià)附加。

其次，建議對于電網(wǎng)側儲能電站采用競爭性?xún)刹恐齐妰r(jià)機制。電網(wǎng)側儲能包括電網(wǎng)替代性?xún)δ茉O施和電網(wǎng)側儲能電站。其中，電網(wǎng)替代性?xún)δ茉O施作為電網(wǎng)建設的一種技術(shù)手段，不能獨立運行，但可以明顯減少變電容量及輸配電線(xiàn)路的建設，降低電網(wǎng)投資。建議納入輸配電有效資產(chǎn)，通過(guò)輸配電價(jià)回收。而電網(wǎng)側儲能電站，接受電網(wǎng)統一調度控制，具備調峰、調頻、事故備用等功能，用以保障公共電力系統安全穩定運行或提升其整體經(jīng)濟性，可以獨立運行。建議近期建立儲能電站競爭性電價(jià)機制。

再次，建議進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)、峰谷電價(jià)等政策。2021年，國家發(fā)展改革委發(fā)布了《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機制的通知》，對分時(shí)電價(jià)機制進(jìn)行了優(yōu)化和完善。其中包括優(yōu)化峰谷電價(jià)機制、建立尖峰電價(jià)機制、建立動(dòng)態(tài)調整機制以及加強與電力市場(chǎng)的銜接等方面。建議未來(lái)以推動(dòng)形成合理的峰谷電價(jià)價(jià)差為核心，進(jìn)一步完善用戶(hù)側儲能價(jià)格形成機制：推行季節性電價(jià)、豐水和枯水期電價(jià)、節假日電價(jià)以及針對更大用戶(hù)范圍的峰谷電價(jià)，并對峰谷電價(jià)價(jià)差水平適時(shí)進(jìn)行合理調整，適度拉大峰谷價(jià)差，鼓勵進(jìn)一步拉大電力中長(cháng)期市場(chǎng)、現貨市場(chǎng)上下限價(jià)格，以保證儲能投資回收。同時(shí)，推動(dòng)形成合理的用戶(hù)分時(shí)電價(jià)，完善需求側響應可中斷負荷電價(jià)機制，支持用戶(hù)側儲能價(jià)值的充分發(fā)揮。

最后，建議加快儲能參與電力現貨市場(chǎng)進(jìn)度，增加服務(wù)種類(lèi)。電力現貨市場(chǎng)可以反映實(shí)際電力供需情況，更好地削峰填谷，也更能體現儲能的能量?jì)r(jià)值，儲能獨立進(jìn)入電力現貨市場(chǎng)是大勢所趨。2022年山東率先推出新型儲能參與現貨市場(chǎng)交易，隨后陜西、甘肅等省份也陸續發(fā)布政策推動(dòng)新型儲能參與現貨市場(chǎng)運行。因此，應加快電力現貨市場(chǎng)建設，完善儲能參與電力現貨市場(chǎng)規則，增加儲能可參與的電力市場(chǎng)服務(wù)種類(lèi)，例如可以探索將快速調頻、轉動(dòng)慣量、爬坡速率等納入新型電力輔助服務(wù)交易品種，制定儲能參與新的電力輔助服務(wù)品種的市場(chǎng)規則，更大化地體現儲能可以提供多種服務(wù)的靈活性和優(yōu)異性，通過(guò)市場(chǎng)化的手段提升儲能收益。2月8日，國家能源局山東能監辦印發(fā)《山東電力爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)交易規則(試行)》，這是國內出臺的首個(gè)針對電力爬坡輔助服務(wù)的專(zhuān)項政策。

(作者供職于國家發(fā)展改革委價(jià)格監測中心，本文僅代表個(gè)人觀(guān)點(diǎn)。)