电网侧储能标杆电价定价方案 研究

电网侧储能指接入输电网或配电网、介于发电厂和用户侧与电网结算的计量关口表之间、接受调度机构统一调度、独立参与电网调节的储能。电网侧储能具备响应速度快、调节灵活的特点，对于电力系统而言，其具备调峰、调频、缓解阻塞、替代和延缓输配电投资、电压支撑与无功控制、故障紧急备用等多方面的作用。其中，电网侧储能最主要的两个功能为调峰和调频，均可体现为放电量的增长变化。同时，电源侧、用户侧储能若能独立接入电网并参与电网调节，也应纳入电网侧储能范畴，开展商业运营及调度管理，以激励更多的储能装置发挥系统效益。

电网侧储能发展的政策环境分析

2018年8月2日，南方能监局印发《广东调频辅助服务市场交易规则（试行）》，其中第七条规定，允许由省级及以上电力调度机构调管的独立第三方辅助服务提供者作为调频服务提供者，相关实施细则另行制定。第三方辅助服务提供者指具备提供调频服务能力的装置，包括储能装置、储能电站等。

2019年5月，国家发展改革委发布《输配电定价成本监审办法》，其中第十条明确“抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用”不得计入输配电定价成本。

2019年6月25日，国家发改委、科技部、工信部、能源局四部委印发《贯彻落实关于促进储能技术与产业发展的指导意见2019-2020年行动计划》，其中指出，国家发改委牵头，进一步建立完善峰谷电价政策，探索建立储能容量电费机制，推动储能参与电力市场交易获得合理补偿；能源局牵头明确电网侧储能规划建设原则，研究项目投资回收机制。

2019年7月31日，国家发改委、能源局印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，其中提出建立电力用户参与承担辅助服务费用的机制，鼓励储能设施等第三方参与辅助服务市场。

电网侧储能设立标杆电价的必要性分析

适度合理配置电网侧储能有利于降低全社会平均用电成本。区别于独立运行的电源侧、用户侧储能，电网侧储能接受调度机构统一调控、参与系统全局优化，可通过提高电力与电量平衡的协同度，产生以储能全局优化调度替代局部运行的价值，全面提升清洁能源消纳能力、大电网安全稳定运行水平和电网投资运行效率，具备显著的投资替代效应，有助于减少或延缓电网输配电设施投资，也有利于降低全社会平均用电成本。

电网公司投资的电网侧储能当前暂无资格进入电力市场。根据《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务实施细则（试行）》（南方监能市场〔2017〕440号）第十七、十八条、《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（2017版）》第八条，政府主管部门对独立参与辅助服务市场的储能电站给予了准入窗口。但对于由电网公司投资的电网侧储能，能源监管部门表示暂不支持该类型储能站参与市场运行及结算。

电网侧储能不适用于峰谷电价政策。根据《广东省物价局关于实行峰谷电价的通知》（粤价[2003]19号）第一条，广东省峰谷电价实行的对象为受电变压器总容量在315千伏安及以上的大工业用户。经与相关单位沟通，电网侧储能虽因无明确定义，但根据其计量装置位置和发挥功能来界定，电网侧储能站明显不属于大工业用户范围，监管部门也表示电网侧储能不适用峰谷电价。

电网侧储能投资回收机制尚未形成，产业发展受限。根据现行的《输配电定价成本监审办法》，电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本，因此电网企业直接投资的储能站，其成本无法通过输配电价疏导。此外，目前国内各省区均未出台明确的电网侧储能投资回收机制。因此，在电网侧储能被纳入电力市场化之前，亟待建立有效的投资回报机制，以推动电网侧储能行业健康发展，提升电力系统安全稳定运行水平，促进全社会共享储能技术发展带来的福利。

电网侧储能设立标杆电价的可行性分析

电网侧储能特性符合出台标杆电价的前提。目前我国已发布的储能技术标准约20余项（绝大多数为非强制性标准），基于电网安全考虑电网侧储能设计建设都应遵循上述储能技术标准，同时还需遵循电网电力设备安全运行要求，在电池容量衰减的情况下储能系统实际容量也应能满足额定容量要求。另外，鉴于电网侧储能项目受地形、环境、设计方案影响较小，各项目之间全生命周期度电造价趋同，因此发挥相同功能作用的电网侧储能工程造价相接近。

现阶段投资回收机制可参考抽水蓄能。鉴于电网侧储能在基本功能上与小型抽水蓄能电站类似，建议现阶段可参考当前抽水蓄能商业运营模式，建立电网侧储能容量电费和电量电费两部制价格机制，电费纳入电网公司购电成本，从电网公司销售电价中予以疏导。

标杆电价方案可随着电力市场化改革推进逐步退出。在电力市场化改革逐渐深化的形势下，建议以“市场优先、计划兜底”的原则推动我国电网侧储能商业模式和监管机制的建设。按照电力现货市场成熟度，划分为政府定价阶段、现货市场初级阶段和现货市场成熟阶段。在市场未成熟前，电网侧储能通过政府认可的标杆电价获取合理投资回报；随着电力市场化改革不断推进，未来通过市场机制发现储能的合理投资成本，通过参与电力现货市场竞争获得回报，当市场不足以补偿储能成本时，其剩余成本才由电网公司承担，进入电网公司购电成本。

当前电网侧储能投资主体宜暂以电网集团专业化公司为主。因电网侧储能目前还属于新鲜事物，相关技术标准和运行策略均未完全成熟，且其站点需经过电力系统规划和计划，紧紧围绕电网的安全稳定运行服务，在选定的位置和区域建设，一般均位于用电负荷集中、重要和关键用户聚集区域，多数还位于城市核心位置承担保底电源职责，对于设备及生产运行的安全管理要求非常高。因此宜暂由电网集团内专业化公司开展电网侧储能项目的试点投资建设和运营管理，以充分保障电网运行安全。未来待储能技术发展成熟，运行安全性均有较高保障时，可逐步放开投资主体市场，由公开招标形式确定业主。

电网侧储能标杆电价定价方案

目前，电网侧储能在电网应用中主要起到了电网调峰和调频的功能，通过低谷充电高峰放电运行实现电网调峰，通过响应电网自动发电控制系统（AGC）指令进行充放电实现电网调频，两种主要功能均需储能充放电运行，均能通过电量进行计量和计价。

由于储能系统中电池投资占比较大，电池循环寿命长短对投资影响很大，因此为了客观体现项目全生命周期的造价，可用总投资除以全生命周期总放电电量表示，即储能系统全生命周期度电造价。

电池储能全生命周期度电造价=总投资/总放电电量，其中总放电电量=循环寿命×额定放电电量

其中，冗余配置不同，对项目的造价影响很大，度电造价差别很大。为了更合理更客观地比较各项目的造价成本，建议采用全生命周期度电成本指标进行衡量，并以此作为储能系统标杆电价参考。据中关村储能产业联盟收集的数据统计，2018~2019年期间，国内投运的电网侧储能，全生命周期度电造价在0.73~0.76元/千瓦时之间。

电价方案选择

参照国内现行抽水蓄能电价机制，电网侧储能电价可以考虑单一制电价和两部制电价两种模式。其中：单一制电价又分为单一容量电价和单一电量电价；两部制电价包括容量电价和电量电价。鉴于两部制较单一制模式能更合理地反映储能系统充放电次数对电站收入的影响，激励储能项目充分发挥其对电网安全稳定运行的保障和调节作用，因此本方案建议选用两部制电价模式，用于制定电网侧储能标杆电价。其中：容量电价用于回收工程固定资产投资（不含电池）、固定运营成本及合理收益；电量电价用于弥补电池损耗（含初始采购支出）、变动运营成本。

鉴于电网侧储能投资小、运营周期短，且行业处于快速发展变化之中，相关技术方案、电池性能及造价水平每年均在不断变化，因此本电价模型采用静态法设计，按单一年度经营指标进行测算并得出标杆电价方案建议。

测算方法及步骤

第一，统计当年度电网侧储能平均全生命周期度电造价；第二，用电网侧储能项目的全生命周期度电造价乘以储能站全生命周期放电电量可得到工程总造价参考值；第三，根据工程建设目标合理界定相关初始参数。包括但不限于：电池系统循环寿命、电站运营期、资本金净资产收益率、自有资本金比例、贷款利率、电池系统投资占储能站总投资的比例、固定运营成本占总投资比例等；第四，根据项目总造价及固定运营成本，计算容量电价，同时根据变动运营成本，计算充电电量电价；最后，根据上述测算结果，结合当年投产的电网侧储能工程实际案例验证后，得出当年度电网侧储能标杆电价。具体表述为：电网侧储能20**年度标杆容量电价为**万元/兆瓦时，电量电价为**元/千瓦时。

相关建议

符合电力系统规划和相关技术标准，并接受调度机构统一调度的电网侧储能，有助于减少或延缓电网输配电设施投资，也有利于降低全社会平均用电成本。在国内成熟的电力市场建成完善之前，建议对电网侧储能采用两部制电价模式，保障回收投资成本和获取合理收益，促进电网侧储能的健康有序发展。

同时，在制定相关定价政策时也应注意到，由于电池技术发展变革较快，成本呈逐年下降趋势，价格主管部门应根据需要，每年对电网侧储能企业开展成本监审，并滚动调整标杆电价政策。随着电力市场的完善，电网侧储能未来优先通过市场获取回报，标杆电价政策应逐步退出。