中国储能网讯：

  8月16日，由中国新型储能产业创新联盟、“新能源、新基建、新产业”联盟、电力规划设计总院共同组织的新型储能市场化发展专题研讨会在山西省大同市召开。会上，电规总院首席专家刘庆发表题为《储能在新型电力系统中应用场景及成本补偿与价格机制研究》的主旨演讲，从新型储能的功能定位、应用场景与收益来源、典型模式下的经济性分析等方面展开论述，并对新型储能的价格机制提出了建议。其主要观点如下：

  01.新型储能

  在新型电力系统中的功能定位

  1.支撑提升系统调节能力

  2.支撑新能源基地大规模外送

  3.支撑构建源网荷储一体化创新发展模式

  4.支撑提高用户侧响应能力降低用户用能成本

  02.新型储能收益的来源

  现阶段国内新型储能在电源侧、电网侧和用户侧等场景下，大致可归纳为3大类14小类。其中独立储能及共享储能主要体现为直接收入，电源侧储能主要体现为间接收入。此外部分省份储能还包括初装补贴、容量补贴、充放电补贴等政府补贴类收入。

  03.典型运营模式下新型储能经济性分析

  在参与电能量现货市场方面

  通过对山东、山西、广东三个省份的2022年电力现货市场价格分析，在目前条件下，即使在较理想的情况下，新型储能参与现货市场的收益仍难以覆盖全成本，还存在一定的缺口。

  在参与调峰辅助服务市场方面

  根据部分省区辅助服务市场相关规则以典型储能规模进行测算，新型储能参与调峰市场经济效果一般。

  在服务特定新能源场站方面

  在发电侧自主控制储能充放电功率的条件下，则可以用于在现货市场中挽回新能源因出力预测不准确导致的偏差损失以及超额收益回收损失；一方面可减轻预测负偏差导致的新能源需要在现货市场高价买电平抑缺口的损失，另一方面，可有效降低预测由于正偏差而产生的超发收益回收而造成的损失。

  在支撑新能源基地外送方面

  根据目前典型新能源基地规模，储能发挥优化送电曲线，提高通道利用率以及新能源消纳，同时，其成本在送端风、光、火能源基地总成本中综合体现，叠加跨省跨区输配电价及网损费用后体现为能源基地项目整体经济效果。

  在参与调频辅助服务方面

  按照部分省调频辅助服务市场规则以典型储能规模进行测算，调频收益高于调峰收益，具有一定的经济性。

  在用户侧峰谷价差收益方面

  代理购电制度下，以2023年8月为例，大部分省份的峰谷价差与以目录电价为基准的分时价差相比有较大提升，新型储能在用户侧的收益在提高。

  总体来看，当前新型储能参与既有现货市场经济效果不突出，在部分省份参与辅助服务调峰市场经济效果一般，在部分省份调频市场展现一定经济性。在部分工商业分时价差空间较大的用户侧，储能具有经济性。

  04.有关建议

  在价格机制设计方面

  一是技术中立的原则，电价政策应秉持技术中立的原则，以功能作用作为主要的考虑因素。

  二是市场导向的原则，坚持市场化导向，价格政策是作为必要补充的原则，通过市场竞争发现既满足系统需求，又具有经济性的新型储能技术路线。政策性电价补贴作为初期过渡手段，需逐步过渡到市场化机制。

  三是可评估与可监督性原则，通过加强在电力市场、要素市场、技术自身发展、替代性技术等方面的评估研判与监管，适时调整政策重心，及时反映调节资源的市场价值。

  完善市场机制方面

  推动与扩大电力现货市场建设范围，完善的电力现货市场是新型储能发挥其系统功能、实现其系统调节价值的重要平台。

  有序推动新能源及新型储能进入现货市场，通过市场化方式促进新型储能更好发挥系统调节作用，同时，引导新能源加强自身出力预测能力，降低系统整体调节需求。

  进一步优化独立新型储能参与电力现货的规则，研究独立储能电站在充电量环节减免用户侧成本分摊的问题。

  完善辅助服务补偿标准和市场价格机制；丰富适应新型储能的辅助服务产品类别，增加辅助服务收益。

  两部制电价机制方面

  考虑到独立新型储能在市场化初期，存在收益可能不足以补偿全成本的问题，可在竞争的前提下，考虑给予容量电价政策，形成针对独立新型储能的两部制电价政策。新型储能的价格机制，在容量侧采用竞价方式完成容量分配并形成容量价格，体现价格机制在容量侧及发电侧均具有较强的市场特征。同时，鼓励新型储能参与电力市场，获得的收益按一定比例进行分享。

  容量电价机制的设计需要考虑的主要问题包括合理的容量需求，合理的价格上限、竞争性容量价格机制、明确的疏导渠道等方面。

  容量电价费用应根据功能作用由受益主体进行分摊。结合当地新能源发展现状、电价承受力水平等多方面因素，根据“谁受益、谁分摊”原则综合确定。