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近年來國家相繼出臺了一系列政策，為儲能產業(yè)高質量發(fā)展奠定了一定基礎。新型儲能裝機增速迅猛，但是在容量電價、碳匯交易等方面還未有全國性的制度支撐，其經濟性和商業(yè)模式問題仍未得到有效解決等制約了產業(yè)發(fā)展質量效率。

現(xiàn)行與新型儲能相關的價格政策

新型儲能的核心產品與其他電源類型一樣都是電力和電量，原則上現(xiàn)有電價應用體系同樣適用于新型儲能。根據在電力系統(tǒng)中的位置不同，新型儲能分別應用于電源側、電網側和用戶側，不同的應用場景，其價格機制和收益模式又有所區(qū)別。

電源側儲能價格機制。電源側儲能主要是為提升新能源消納率，平滑新能源場站出力，國家以硬性指標規(guī)定新能源強配儲能，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，收益來源主要通過增加新能源消納、提供電網一次二次調頻輔助服務的收益、不同時段充放電的價差套利和政策補貼等，涉及的價格機制包括新能源上網電價以及峰谷、分時電價等。隨著新能源平價上網，新能源發(fā)電企業(yè)運營壓力不斷加大。為提升電源側儲能的經濟性，部分地區(qū)開始探索共享儲能、獨立儲能、容量租賃等建設運營模式創(chuàng)新，以提升配建儲能項目綜合效益。

電網側儲能價格機制。電網側儲能主要用于提供調峰和調頻等電力輔助服務，增加電網穩(wěn)定性，目前以獨立儲能為主，主要由電網公司統(tǒng)一投資和管理運營，相關政策允許電網公司通過核定輸配電價向用戶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主體經營。理論上電網側儲能收益來源除了輸配電價收入外，還包括輔助服務、電力市場價差套利、容量補償收入和容量租賃收入等。但由于輔助服務市場機制尚未成熟，各省區(qū)市規(guī)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補償往往并不能完全反映其對系統(tǒng)調節(jié)的貢獻，僅僅通過輔助服務市場獲利目前還完全無法覆蓋儲能的投資成本，其他社會資本投資電網側儲能的意愿不高。

用戶側儲能價格機制。用戶側儲能主要服務所配套的工商業(yè)用戶，通過優(yōu)化負荷曲線、需量管理、支撐綜合能源服務以及需求側響應等作用，降低用戶用能成本，提升用戶供電可靠性。與電源側和電網側儲能相比，用戶側儲能裝機容量較小、布局分散、可以自主調控，這些特點決定其發(fā)展動力來源于市場。目前，主要通過峰谷差價盈利、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。國內大部分省份分時電價較低，且運營策略多為每天一充一放，用戶側儲能項目全生命周期內回收成本困難。

堅持“三統(tǒng)一”原則，完善價格機制

堅持功能與價值相統(tǒng)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(wěn)定新能源發(fā)電出力，實現(xiàn)電力系統(tǒng)削峰填谷，有效提供系統(tǒng)調頻和備用容量等輔助服務以及減少電量損失等。所以，新型儲能價格機制完善和改革的方向是實現(xiàn)功能與價值相統(tǒng)一，基于儲能不同的功能完善價格機制。

堅持成本與收益相統(tǒng)一原則。新型儲能一次性投資大，政策風險高，而儲能利用不定時、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(xù)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。新型儲能價格機制需要做到成本與收益相統(tǒng)一：首先，要建立穩(wěn)定的收益機制保障固定投資的回收；其次，要按照“誰受益、誰分擔”的原則，將儲能項目變動成本完全疏導下去。

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

四項建議，統(tǒng)籌推進

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

其次，建議對于電網側儲能電站采用競爭性兩部制電價機制。電網側儲能包括電網替代性儲能設施和電網側儲能電站。其中，電網替代性儲能設施作為電網建設的一種技術手段，不能獨立運行，但可以明顯減少變電容量及輸配電線路的建設，降低電網投資。建議納入輸配電有效資產，通過輸配電價回收。而電網側儲能電站，接受電網統(tǒng)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(tǒng)安全穩(wěn)定運行或提升其整體經濟性，可以獨立運行。建議近期建立儲能電站競爭性電價機制。

再次，建議進一步完善分時電價、峰谷電價等政策。2021年，國家發(fā)展改革委發(fā)布了《關于進一步完善分時電價機制的通知》，對分時電價機制進行了優(yōu)化和完善。其中包括優(yōu)化峰谷電價機制、建立尖峰電價機制、建立動態(tài)調整機制以及加強與電力市場的銜接等方面。建議未來以推動形成合理的峰谷電價價差為核心，進一步完善用戶側儲能價格形成機制：推行季節(jié)性電價、豐水和枯水期電價、節(jié)假日電價以及針對更大用戶范圍的峰谷電價，并對峰谷電價價差水平適時進行合理調整，適度拉大峰谷價差，鼓勵進一步拉大電力中長期市場、現(xiàn)貨市場上下限價格，以保證儲能投資回收。同時，推動形成合理的用戶分時電價，完善需求側響應可中斷負荷電價機制，支持用戶側儲能價值的充分發(fā)揮。

最后，建議加快儲能參與電力現(xiàn)貨市場進度，增加服務種類。電力現(xiàn)貨市場可以反映實際電力供需情況，更好地削峰填谷，也更能體現(xiàn)儲能的能量價值，儲能獨立進入電力現(xiàn)貨市場是大勢所趨。2022年山東率先推出新型儲能參與現(xiàn)貨市場交易，隨后陜西、甘肅等省份也陸續(xù)發(fā)布政策推動新型儲能參與現(xiàn)貨市場運行。因此，應加快電力現(xiàn)貨市場建設，完善儲能參與電力現(xiàn)貨市場規(guī)則，增加儲能可參與的電力市場服務種類，例如可以探索將快速調頻、轉動慣量、爬坡速率等納入新型電力輔助服務交易品種，制定儲能參與新的電力輔助服務品種的市場規(guī)則，更大化地體現(xiàn)儲能可以提供多種服務的靈活性和優(yōu)異性，通過市場化的手段提升儲能收益。2月8日，國家能源局山東能監(jiān)辦印發(fā)《山東電力爬坡輔助服務市場交易規(guī)則（試行）》，這是國內出臺的首個針對電力爬坡輔助服務的專項政策。

原標題：新型儲能，價格機制如何完善？