1月24日，國家能源局發布2024年第1號公告，明確將“山東省肥城市300兆瓦/1800兆瓦時壓縮空氣儲能示范項目”等56個項目列為新型儲能試點示范項目。

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

近年來，得益于可再生能源裝機規模快速增長和政策推動，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3139萬千瓦/6687萬千瓦時，平均儲能時長2.1小時。2023年新增裝機規模約2260萬千瓦/4870萬千瓦時，較2022年年底增長超過260%，近10倍于“十三五”末裝機規模。

新型儲能進入發展快車道的同時，也面臨諸多問題，最突出的問題包括市場機制和價格機制仍不健全、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，亟需制定科學合理的價格機制，完善相關價格體系和補償機制，解決經濟性問題，以促進新型儲能持續健康發展。

場景不同，政策有別

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，原則上現有電價應用體系同樣適用于新型儲能。考慮我國上網、輸配、銷售等環節的電價機制現狀，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別。

一是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，主管部門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電側承擔，收益來源主要是增加新能源消納、提供電網一次、二次調頻輔助服務、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電價、分時電價等。隨著新能源電量平價上網，新能源發電企業運營壓力不斷加大。為提升電源側儲能的經濟性，部分地區開始探索共享儲能、獨立儲能、容量租賃等建設運營模式創新，以提升配建儲能項目的綜合效益。

二是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，增加電網穩定性，目前主要以獨立儲能為主，主要由電網公司統一投資和管理運營。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補償不能完全反映其對系統調節的貢獻，僅僅通過輔助服務市場獲利目前還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。

三是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用戶，通過發揮優化負荷曲線、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，這些特點決定其發展動力來源于市場。目前，用戶側儲能主要通過峰谷差價、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電價價差區間較低，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“三統一”原則，完善價格機制

堅持功能與價值相統一原則。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電出力，實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功能與價值相統一，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，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貨市場建設、完善輔助服務市場等方式共同發力推進。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，實現分類施策。

四項建議，統籌推進

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，國家發展改革委發布了《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化和完善。其中包括優化峰谷電價機制、建立尖峰電價機制、建立動態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：推行季節性電價、豐水和枯水期電價、節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揮。

最后，建議加快儲能參與電力現貨市場進度，增加服務種類。電力現貨市場可以反映實際電力供需情況，更好地削峰填谷，也更能體現儲能的能量價值，儲能獨立進入電力現貨市場是大勢所趨。2022年山東率先推出新型儲能參與現貨市場交易，隨后陜西、甘肅等省份也陸續發布政策推動新型儲能參與現貨市場運行。因此，應加快電力現貨市場建設，完善儲能參與電力現貨市場規則，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則，更大化地體現儲能可以提供多種服務的靈活性和優異性，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辦印發《山東電力爬坡輔助服務市場交易規則（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。

（作者供職于國家發展改革委價格監測中心，本文僅代表個人觀點。）