電網(wǎng)側儲能指接入輸電網(wǎng)或配電網(wǎng)、介于發(fā)電廠和用戶側與電網(wǎng)結算的計量關口表之間、接受調度機構統(tǒng)一調度、獨立參與電網(wǎng)調節(jié)的儲能。電網(wǎng)側儲能具備響應速度快、調節(jié)靈活的特點，對于電力系統(tǒng)而言，其具備調峰、調頻、緩解阻塞、替代和延緩輸配電投資、電壓支撐與無功控制、故障緊急備用等多方面的作用。其中，電網(wǎng)側儲能最主要的兩個功能為調峰和調頻，均可體現(xiàn)為放電量的增長變化。同時，電源側、用戶側儲能若能獨立接入電網(wǎng)并參與電網(wǎng)調節(jié)，也應納入電網(wǎng)側儲能范疇，開展商業(yè)運營及調度管理，以激勵更多的儲能裝置發(fā)揮系統(tǒng)效益。

（來源：微信公眾號“中國電力企業(yè)管理” ID:zgdlqygl 作者：盧宏彬等）

電網(wǎng)側儲能發(fā)展的政策環(huán)境分析

2018年8月2日，南方能監(jiān)局印發(fā)《廣東調頻輔助服務市場交易規(guī)則（試行）》，其中第七條規(guī)定，允許由省級及以上電力調度機構調管的獨立第三方輔助服務提供者作為調頻服務提供者，相關實施細則另行制定。第三方輔助服務提供者指具備提供調頻服務能力的裝置，包括儲能裝置、儲能電站等。

2019年5月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，其中第十條明確“抽水蓄能電站、電儲能設施、電網(wǎng)所屬且已單獨核定上網(wǎng)電價的電廠的成本費用”不得計入輸配電定價成本。

2019年6月25日，國家發(fā)改委、科技部、工信部、能源局四部委印發(fā)《貫徹落實關于促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見2019-2020年行動計劃》，其中指出，國家發(fā)改委牽頭，進一步建立完善峰谷電價政策，探索建立儲能容量電費機制，推動儲能參與電力市場交易獲得合理補償；能源局牽頭明確電網(wǎng)側儲能規(guī)劃建設原則，研究項目投資回收機制。

2019年7月31日，國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《關于深化電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的意見》，其中提出建立電力用戶參與承擔輔助服務費用的機制，鼓勵儲能設施等第三方參與輔助服務市場。

電網(wǎng)側儲能設立標桿電價的必要性分析

適度合理配置電網(wǎng)側儲能有利于降低全社會平均用電成本。區(qū)別于獨立運行的電源側、用戶側儲能，電網(wǎng)側儲能接受調度機構統(tǒng)一調控、參與系統(tǒng)全局優(yōu)化，可通過提高電力與電量平衡的協(xié)同度，產(chǎn)生以儲能全局優(yōu)化調度替代局部運行的價值，全面提升清潔能源消納能力、大電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行水平和電網(wǎng)投資運行效率，具備顯著的投資替代效應，有助于減少或延緩電網(wǎng)輸配電設施投資，也有利于降低全社會平均用電成本。

電網(wǎng)公司投資的電網(wǎng)側儲能當前暫無資格進入電力市場。根據(jù)《南方區(qū)域電化學儲能電站并網(wǎng)運行管理及輔助服務實施細則（試行）》（南方監(jiān)能市場〔2017〕440號）第十七、十八條、《南方區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則（2017版）》第八條，政府主管部門對獨立參與輔助服務市場的儲能電站給予了準入窗口。但對于由電網(wǎng)公司投資的電網(wǎng)側儲能，能源監(jiān)管部門表示暫不支持該類型儲能站參與市場運行及結算。

電網(wǎng)側儲能不適用于峰谷電價政策。根據(jù)《廣東省物價局關于實行峰谷電價的通知》（粵價[2003]19號）第一條，廣東省峰谷電價實行的對象為受電變壓器總容量在315千伏安及以上的大工業(yè)用戶。經(jīng)與相關單位溝通，電網(wǎng)側儲能雖因無明確定義，但根據(jù)其計量裝置位置和發(fā)揮功能來界定，電網(wǎng)側儲能站明顯不屬于大工業(yè)用戶范圍，監(jiān)管部門也表示電網(wǎng)側儲能不適用峰谷電價。

電網(wǎng)側儲能投資回收機制尚未形成，產(chǎn)業(yè)發(fā)展受限。根據(jù)現(xiàn)行的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，電儲能設施的成本費用不得計入輸配電定價成本，因此電網(wǎng)企業(yè)直接投資的儲能站，其成本無法通過輸配電價疏導。此外，目前國內各省區(qū)均未出臺明確的電網(wǎng)側儲能投資回收機制。因此，在電網(wǎng)側儲能被納入電力市場化之前，亟待建立有效的投資回報機制，以推動電網(wǎng)側儲能行業(yè)健康發(fā)展，提升電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行水平，促進全社會共享儲能技術發(fā)展帶來的福利。

電網(wǎng)側儲能設立標桿電價的可行性分析

電網(wǎng)側儲能特性符合出臺標桿電價的前提。目前我國已發(fā)布的儲能技術標準約20余項（絕大多數(shù)為非強制性標準），基于電網(wǎng)安全考慮電網(wǎng)側儲能設計建設都應遵循上述儲能技術標準，同時還需遵循電網(wǎng)電力設備安全運行要求，在電池容量衰減的情況下儲能系統(tǒng)實際容量也應能滿足額定容量要求。另外，鑒于電網(wǎng)側儲能項目受地形、環(huán)境、設計方案影響較小，各項目之間全生命周期度電造價趨同，因此發(fā)揮相同功能作用的電網(wǎng)側儲能工程造價相接近。

現(xiàn)階段投資回收機制可參考抽水蓄能。鑒于電網(wǎng)側儲能在基本功能上與小型抽水蓄能電站類似，建議現(xiàn)階段可參考當前抽水蓄能商業(yè)運營模式，建立電網(wǎng)側儲能容量電費和電量電費兩部制價格機制，電費納入電網(wǎng)公司購電成本，從電網(wǎng)公司銷售電價中予以疏導。

標桿電價方案可隨著電力市場化改革推進逐步退出。在電力市場化改革逐漸深化的形勢下，建議以“市場優(yōu)先、計劃兜底”的原則推動我國電網(wǎng)側儲能商業(yè)模式和監(jiān)管機制的建設。按照電力現(xiàn)貨市場成熟度，劃分為政府定價階段、現(xiàn)貨市場初級階段和現(xiàn)貨市場成熟階段。在市場未成熟前，電網(wǎng)側儲能通過政府認可的標桿電價獲取合理投資回報；隨著電力市場化改革不斷推進，未來通過市場機制發(fā)現(xiàn)儲能的合理投資成本，通過參與電力現(xiàn)貨市場競爭獲得回報，當市場不足以補償儲能成本時，其剩余成本才由電網(wǎng)公司承擔，進入電網(wǎng)公司購電成本。

當前電網(wǎng)側儲能投資主體宜暫以電網(wǎng)集團專業(yè)化公司為主。因電網(wǎng)側儲能目前還屬于新鮮事物，相關技術標準和運行策略均未完全成熟，且其站點需經(jīng)過電力系統(tǒng)規(guī)劃和計劃，緊緊圍繞電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行服務，在選定的位置和區(qū)域建設，一般均位于用電負荷集中、重要和關鍵用戶聚集區(qū)域，多數(shù)還位于城市核心位置承擔保底電源職責，對于設備及生產(chǎn)運行的安全管理要求非常高。因此宜暫由電網(wǎng)集團內專業(yè)化公司開展電網(wǎng)側儲能項目的試點投資建設和運營管理，以充分保障電網(wǎng)運行安全。未來待儲能技術發(fā)展成熟，運行安全性均有較高保障時，可逐步放開投資主體市場，由公開招標形式確定業(yè)主。

電網(wǎng)側儲能標桿電價定價方案

目前，電網(wǎng)側儲能在電網(wǎng)應用中主要起到了電網(wǎng)調峰和調頻的功能，通過低谷充電高峰放電運行實現(xiàn)電網(wǎng)調峰，通過響應電網(wǎng)自動發(fā)電控制系統(tǒng)（AGC）指令進行充放電實現(xiàn)電網(wǎng)調頻，兩種主要功能均需儲能充放電運行，均能通過電量進行計量和計價。

由于儲能系統(tǒng)中電池投資占比較大，電池循環(huán)壽命長短對投資影響很大，因此為了客觀體現(xiàn)項目全生命周期的造價，可用總投資除以全生命周期總放電電量表示，即儲能系統(tǒng)全生命周期度電造價。

電池儲能全生命周期度電造價=總投資/總放電電量，其中總放電電量=循環(huán)壽命×額定放電電量

其中，冗余配置不同，對項目的造價影響很大，度電造價差別很大。為了更合理更客觀地比較各項目的造價成本，建議采用全生命周期度電成本指標進行衡量，并以此作為儲能系統(tǒng)標桿電價參考。據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟收集的數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2018~2019年期間，國內投運的電網(wǎng)側儲能，全生命周期度電造價在0.73~0.76元/千瓦時之間。

電價方案選擇

參照國內現(xiàn)行抽水蓄能電價機制，電網(wǎng)側儲能電價可以考慮單一制電價和兩部制電價兩種模式。其中：單一制電價又分為單一容量電價和單一電量電價；兩部制電價包括容量電價和電量電價。鑒于兩部制較單一制模式能更合理地反映儲能系統(tǒng)充放電次數(shù)對電站收入的影響，激勵儲能項目充分發(fā)揮其對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的保障和調節(jié)作用，因此本方案建議選用兩部制電價模式，用于制定電網(wǎng)側儲能標桿電價。其中：容量電價用于回收工程固定資產(chǎn)投資（不含電池）、固定運營成本及合理收益；電量電價用于彌補電池損耗（含初始采購支出）、變動運營成本。

鑒于電網(wǎng)側儲能投資小、運營周期短，且行業(yè)處于快速發(fā)展變化之中，相關技術方案、電池性能及造價水平每年均在不斷變化，因此本電價模型采用靜態(tài)法設計，按單一年度經(jīng)營指標進行測算并得出標桿電價方案建議。

測算方法及步驟

第一，統(tǒng)計當年度電網(wǎng)側儲能平均全生命周期度電造價；第二，用電網(wǎng)側儲能項目的全生命周期度電造價乘以儲能站全生命周期放電電量可得到工程總造價參考值；第三，根據(jù)工程建設目標合理界定相關初始參數(shù)。包括但不限于：電池系統(tǒng)循環(huán)壽命、電站運營期、資本金凈資產(chǎn)收益率、自有資本金比例、貸款利率、電池系統(tǒng)投資占儲能站總投資的比例、固定運營成本占總投資比例等；第四，根據(jù)項目總造價及固定運營成本，計算容量電價，同時根據(jù)變動運營成本，計算充電電量電價；最后，根據(jù)上述測算結果，結合當年投產(chǎn)的電網(wǎng)側儲能工程實際案例驗證后，得出當年度電網(wǎng)側儲能標桿電價。具體表述為：電網(wǎng)側儲能20**年度標桿容量電價為**萬元/兆瓦時，電量電價為**元/千瓦時。

相關建議

符合電力系統(tǒng)規(guī)劃和相關技術標準，并接受調度機構統(tǒng)一調度的電網(wǎng)側儲能，有助于減少或延緩電網(wǎng)輸配電設施投資，也有利于降低全社會平均用電成本。在國內成熟的電力市場建成完善之前，建議對電網(wǎng)側儲能采用兩部制電價模式，保障回收投資成本和獲取合理收益，促進電網(wǎng)側儲能的健康有序發(fā)展。

同時，在制定相關定價政策時也應注意到，由于電池技術發(fā)展變革較快，成本呈逐年下降趨勢，價格主管部門應根據(jù)需要，每年對電網(wǎng)側儲能企業(yè)開展成本監(jiān)審，并滾動調整標桿電價政策。隨著電力市場的完善，電網(wǎng)側儲能未來優(yōu)先通過市場獲取回報，標桿電價政策應逐步退出。

本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2020年12期，作者盧宏彬、陳滿、刁穎凝、王備、彭鵬供職于南方電網(wǎng)調峰調頻發(fā)電有限公司