电网侧储能标杆电价定价方案研究

 

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。