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近年來國家相繼出臺了一系列政策，為儲能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展奠定了一定基礎(chǔ)。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(jīng)濟性和商業(yè)模式問題仍未得到有效解決等制約了產(chǎn)業(yè)發(fā)展質(zhì)量效率。

現(xiàn)行與新型儲能相關(guān)的價格政策

新型儲能的核心產(chǎn)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(yīng)用體系同樣適用于新型儲能。根據(jù)在電力系統(tǒng)中的位置不同，新型儲能分別應(yīng)用于電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)，不同的應(yīng)用場景，其價格機制和收益模式又有所區(qū)別。

電源側(cè)儲能價格機制。電源側(cè)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(cè)承擔(dān)，收益來源主要通過增加新能源消納、提供電網(wǎng)一次二次調(diào)頻輔助服務(wù)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(wǎng)電價以及峰谷、分時電價等。隨著新能源平價上網(wǎng)，新能源發(fā)電企業(yè)運營壓力不斷加大。為提升電源側(cè)儲能的經(jīng)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(shè)運營模式創(chuàng)新，以提升配建儲能項目綜合效益。

電網(wǎng)側(cè)儲能價格機制。電網(wǎng)側(cè)儲能主要用于提供調(diào)峰和調(diào)頻等電力輔助服務(wù)，增加電網(wǎng)穩(wěn)定性，目前以獨立儲能為主，主要由電網(wǎng)公司統(tǒng)一投資和管理運營，相關(guān)政策允許電網(wǎng)公司通過核定輸配電價向用戶側(cè)疏導(dǎo)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(jīng)營。理論上電網(wǎng)側(cè)儲能收益來源除了輸配電價收入外，還包括輔助服務(wù)、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(wù)市場機制尚未成熟，各省區(qū)市規(guī)則不同，多數(shù)情況下儲能不能獲得全部渠道的收益，導(dǎo)致儲能所獲得的服務(wù)補償往往并不能完全反映其對系統(tǒng)調(diào)節(jié)的貢獻，僅僅通過輔助服務(wù)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(wǎng)側(cè)儲能的意愿不高。

用戶側(cè)儲能價格機制。用戶側(cè)儲能主要服務(wù)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(wù)以及需求側(cè)響應(yīng)等作用，降低用戶用能成本，提升用戶供電可靠性。與電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能相比，用戶側(cè)儲能裝機容量較小、布局分散、可以自主調(diào)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(yīng)獲取補貼、降低增容費用等方式盈利。國內(nèi)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(cè)儲能項目全生命周期內(nèi)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(diào)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(fēng)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(dān)”的原則，將儲能項目變動成本完全疏導(dǎo)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(shù)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(wù)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(xué)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(shè)、完善輔助服務(wù)市場等方式共同發(fā)力推進。在分類施策方面，當(dāng)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(yīng)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(cè)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(jié)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(wǎng)電價計算購電價格；向電網(wǎng)購電情況下，按用戶類型及電壓等級對應(yīng)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?。幌螂娋W(wǎng)賣電情況下，按所在地最高水平的可再生能源上網(wǎng)電價結(jié)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(wǎng)側(cè)儲能電站采用競爭性兩部制電價機制。電網(wǎng)側(cè)儲能包括電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施和電網(wǎng)側(cè)儲能電站。其中，電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施作為電網(wǎng)建設(shè)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路的建設(shè)，降低電網(wǎng)投資。建議納入輸配電有效資產(chǎn)，通過輸配電價回收。而電網(wǎng)側(cè)儲能電站，接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度控制，具備調(diào)峰、調(diào)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(jīng)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(guān)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(diào)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(cè)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(diào)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(cè)響應(yīng)可中斷負荷電價機制，支持用戶側(cè)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(wù)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(yīng)加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，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(wù)種類，例如可以探索將快速調(diào)頻、轉(zhuǎn)動慣量、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)品種的市場規(guī)則，更大化地體現(xiàn)儲能可以提供多種服務(wù)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(wù)市場交易規(guī)則（試行）》，這是國內(nèi)出臺的首個針對電力爬坡輔助服務(wù)的專項政策。

原標題：新型儲能，價格機制如何完善？