中国储能定价机制的探讨

储能是现代能源系统的重要环节，是智能电网的关键支撑技术之一。可再生能源发电的大规模开发及高比例并网对电力系统的灵活调节能力提出了更高要求，从而催生了储能产业的发展。储能系统可广泛应用于电力系统的发、输、配、用各个环节，可以提高电网运行安全性、可靠性及灵活性，被各方认为具有广阔的发展机遇和应用前景。近年来国内外储能项目数量逐年上升，成本不断下降。仅我国规划、在建和已投运的储能项目就超过百项。然而目前我国储能项目发展还面临着许多挑战，一方面储能技术成熟度还有待进一步提升，另一方面是缺乏盈利模式。我国对储能发展尚未出台体系化的价格标准和财税等支持政策，而且中国正处于电力市场化改革初级阶段，电价形成机制还较为固化，储能技术的增值还迟迟没有看到。

北京国际能源专家俱乐部在其成立8周年之际，联手亚洲开发银行和中关村储能联盟，于2016年12月10日在京成功举办了《储能定价：方法与机制》国际研讨会。会议汇聚了国内外电力市场与储能市场化方面的权威专家，学习交流了世界主要国家储能技术投资的政策、环境以及所形成的商业模式，探讨了中国电力市场化改革下储能定价政策与形成机制。

北京国际能源专家俱乐部名誉理事会副主席周大地、亚洲开发银行能源领域技术总顾问翟永平先生、中关村储能产业联盟理事长俞振华先生先后致辞。会议邀请到来自美国、德国、英国、日本等国家的国际专家，和来自国家发改委价格司、国家能源局节能与科技装备司、国家电网、国家气候变化中心、国家发改委能源所、中关村储能产业联盟及其企业单位、中国能源网等相关政府部门、行业协会、企业与学术界的150余位国内专家出席了本次会议。

会议分上、下午两个议题。上午议题是学习“储能定价的国际经验”，加州储能联盟创始人兼首席执行官JaniceLin女士、德国贸易与投资署智能电网与储能事业部高级经理HeikoStaubitz先生、日本可再生能源与智能电网海外协力会联合主席酒井直树（NaokiSakai）先生和英国伦敦帝国理工大学能源系统学教授GoranStrbac博士分别介绍了美、德、日、英各国的储能定价实践与经验。（总结报告另发）。

下午会议的议题是“中国储能定价机制探讨”。会议分为主旨演讲与“储能产业对国家储能定价机制的期待”两大环节。

本报告就下午议题“中国储能定价机制探讨”做一总结。

（一）中国储能产业发展“十三五”思考

中关村储能产业联盟秘书长张静女士回顾了“十二五”期间我国储能技术发展现状以及特点，并提出了对储能产业“十三五”发展的三点思考，主要观点总结如下。

（1）当前主流的储能技术主要包括四大类，新的前沿技术不断涌现。先进大容量电储能技术，特指在电力系统中，容量在千瓦级以上，综合性能比较优越的技术。具体分四类，包括物理储能、化学储能、电磁储能以及其他类。物理储能主要包括抽蓄、压缩空气、飞轮储能等；化学储能是这几年发展最快的，也是大家最关注的，主要包括铅蓄电池，锂离子电池、液流电池、钠硫电池等；电磁储能包括超级电容、超导储能等，其他类的包括燃料电池、金属空气电池等。此外，很多技术还在不断完善和创新过程当中，称为前沿技术，基本分两大类，一类是在传统技术上做的一些改良或者优化，比如锂硫电池，液化空气储能；另一类是新型的技术体系设计开发，如锂空气电池、铝离子电池等。

（2）储能在电力系统应用类型主要是五大领域十七种类型，未来呈扩大趋势。五大领域分别是发电、辅助服务、输配电、可再生能源以及用户领域，十七种应用类型分别是辅助动态运行、取代或延缓新建机组、调频、电压支持、调峰、备用容量、无功支持、缓解线路阻塞、延缓输配电网升级、备用电源、可再生能源平滑输出/削峰填谷、爬坡率控制、用户分时电价管理、容量费用管理、电能质量、紧急备用、需求侧管理等。

最近一两年时间，随着能源互联网的提出和推广，储能应用逐步突破了五大领域向外延展。安装在各个领域的储能都可以作为一个存储单元，参与到电力系统的调节中去，例如数据中心、通信基站、电动汽车或者电动汽车充电站、轨道交通能量回收系统等，他们一方面有存储功能，另一方面都是可以跟整个电力系统作为一个整体看待。所以现在整体应用是在不断扩大。

（3）国外的储能政策环境相对完善，我国仍在不断摸索和建立过程中。根据中关村储能产业联盟自2012年以来对国内外储能相关政策的收集梳理，和储能直接、间接相关的政策主要是八大类，包括可再生能源上网电价、峰谷电价、储能技术研发支持政策、储能的发展规划、配备储能的分布式发电激励政策、储能系统安装的税收减免以及储能电价支持等。美国的储能政策体系较为完善，且连续性较强。我国处在逐步建立政策体系过程中，有一些积累，但还有工作需要完善。

（4）从目前储能市场容量来看，抽蓄仍占绝对优势，但电化学储能市场份额在快速增加，发展前景良好。无论全球市场还是中国市场，抽水蓄能市场份额都占绝对优势，分别占全球市场和中国市场的98%和99.5%。但近年来，电化学储能市场份额增长迅速。其中，从全球市场来看，排名前三位的电化学储能分别是锂离子电池、钠硫电池和铅蓄电池，分别占53%、29%和9%；从中国市场来看，排名前三位的电化学储能分别是锂离子电池、铅蓄电池和液流电池，分别占57%、28%和10%。

（5）“十二五”期间，储能产业发展呈现三大特点。一是储能技术“百花齐放、协同共存”，储能成本呈持续快速降低的态势。目前，锂离子电池、铅蓄电池、液流电池、超级电容等先进储能技术在不同应用领域各有优势。在分布式发电及微网领域，锂离子电池和铅蓄电池齐头并进，装机分别占49%和44%；在可再生能源并网领域，锂离子电池和液流电池分别占57%和35%；在调频辅助服务和电力输配领域，锂离子电池独占鳌头，装机分别占100%和97%。成本方面，与2013年相比，2015年锂离子电池、全钒液流电池、铅炭电池和超临界压缩空气储能等技术成本差距显著缩小。预计到2020年，大部分储能技术成本降低至1000-1500元/千瓦时。随着未来技术成本下降，新技术、新材料不断研发，有可能出现新的技术替代。二是示范应用逐步向商业示范转化，储能应用领域逐步清晰。“十二五”期间，储能示范应用可分为两个阶段。2011-2013年，示范项目主要目的是进行技术和应用效果验证，缺乏经济性考量；2013-2015年，示范应用开始探索商业模式、验证投资回收期，逐步向商业化示范转化。与此同时，储能应用领域逐步清晰，主要应用领域除上述提到的发电、辅助服务、输配电、可再生能源以及用户侧之外，电动汽车以及能源互联网的整合应用是目前值得重视的新兴领域。三是储能产业涌现多种应用模式，探索大规模商业化发展途径。2015年，我国电化学储能装机总量为141.1MW，2010年仅为2.4MW。在装机快速增长的同时，储能产业链不断完善，厂商投资积极性提高。储能产业呈现三种主流商业应用模式，各模式下存在多个赢利点。一是大型风光电站配置储能，主要盈利点是减少弃风，保障风电质量，跟踪计划出力、避免风电场被考核的风险等。二是储能用于辅助服务，通过提高机组辅助服务能力，从而获得补偿费用。三是用户侧配置储能，主要盈利点包括通过峰谷电价差套利和提高光伏电源发电收益等。

（6）面向“十三五”，对储能产业发展有三大思考。一是储能产业关注度提高，定位逐步清晰，快速发展成为必然。最近国家出台的多项能源规划政策，包括“十三五”规划纲要、《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》、《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》等，都将储能作为未来重点研究和发展领域之一。与此同时，近期开展的可再生能源就近消纳试点、电力辅助服务试点和售电侧改革试点中，储能都扮演非常重要的角色。2016年6月国家能源局下发《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》，提出各省（区、市）选取不超过5个电储能设施参与电力调峰调频辅助服务试点；鼓励发电侧、用户侧各类企业参与；提出按效果补偿原则。未来售电侧改革，很多产业园区将来可能会成为售电主体，这也带动一轮用户侧储能应用的热潮。二是经济性成为未来储能市场健康持续发展的关键。经储能联盟统计，我国已规划的储能项目装机达1.2GW，对比目前141.4MW的装机容量，可见未来发展提速态势十分明显。虽然储能在不同应用模式下的盈利点逐步清晰，但无论是风光电站配置储能、储能提供辅助服务、用电侧配置储能，储能的投资回报期都比较长。例如，辅助服务的投资回报期是5年左右，而用户侧可能达7-8年。为使未来储能市场健康有序发展，在降低技术成本的同时，提高储能运营的经济性是关键。积极开发储能的潜在应用价值，储能产生的社会效益不容忽视。三是储能政策的出台将是推动产业健康有序发展的重要引擎。在相应的市场机制缺乏的情况下，储能的一些潜在价值，例如用户侧储能作为备用电源的价值，无法体现为收益，从而造成储能的投资回报期并不理想。近期国家出台的调频调峰辅助服务政策，已经给予储能项目一定的准入权利，但运营机制有待进一步细化。从现有政策来看，要进一步挖掘储能项目的更多收益，还有很长的路要走。建议首先制定产业发展的指导性政策，包括储能的标准体系、市场规范以及区域性试点示范项目相关政策等；进一步地，建立储能参与市场的准入机制以及定价机制，包括尖峰电价、峰谷电价等；并探讨在定价机制不到位的阶段，给予一定补贴的必要性和可行性，推动储能市场健康持续发展。

（二）大连储能电价形成机制研究

国家发改委市场与价格研究所原所长刘树杰做了《大连储能电价形成机制研究》的报告。以大连储能电站项目为案例，刘所长介绍了储能电价形成机制，提出了设计储能电站上网电价形成机制的基本原则，并从近期和远期分别提出了储能电价形成机制的政策建议。

主要观点如下：

（1）大连储能电站主要用于移峰填谷以及提供备用、电压支撑等辅助服务。大连储能电站的产品特性主要包括两大类，一是能量效用，包括顶峰和填谷；二是辅助服务效用，包括备用、黑启动和电压支撑。

（2）大连储能电站成本比较高。一是单位造价高，目前高于常规抽水蓄能电站；二是固定成本高，按15年运营期，满足内部收益率7%计算，每千瓦时的固定成本约为1.86元；三是与储蓄电站面临同样的问题，即电站的变动成本取决于储能时的购电价格。

（3）理想情况下，储能电站的收入主要包括高价发电收入、需求侧响应收入、备用等辅助服务收入以及地板价购电等四个来源。理想层面是两个含义，一个是技术成熟了，第二个就是建立了成熟的现代意义的电力市场。在这样一个成熟的或者理想的条件下，储能电站的收入应当包括四个来源，第一个来源是高峰时段的能量收入。其又包括两块，一块是在高峰时段卖高价格；另一块是基于储能的可调性以及双边交易模式市场中的平衡机制，取得平衡市场的收入，这也是能量收入的一部分。第二个来源是需求侧响应收入。在一个竞争性的批发市场中，储能电站在一定条件下可以做一个负发电机，在平衡市场的时候，如果需要减负荷，储能可以提供该服务，并获得这部分收入。第三个来源是备用、黑起动、电压支持等辅助服务。第四个来源是地板价购电。这是储能盈利的一个重要支点，即在系统电价最低的时候买电。在辽宁等高比例可再生能源接入地区，由于大量热电联产机组压负荷困难，低谷时段调峰问题十分突出。在竞争性市场中，风电出力较大、供热机组调峰困难的谷段电价应该是非常便宜的，可以是零电价，甚至负电价。如果储能此时充电，就会有非常重要的收入来源。但是目前在我国管制电价的情况下，我国价格体系中没有发电侧分时电价，无法反映储能在以上低谷时段的价值。

（4）对于大连储能电站，现行体制条件下宜实施“电量电价+容量电价”的电价结构，市场化电力体制下可施行“电量电价+政府授权辅助服务合同价格”的电价结构。现行体制条件下，电量电价应体现储能电站的“电量效用”，可以暂执行实行煤电标杆价格标准。购电价格招标决定，或“直接交易”决定。容量电价反映储能电站“系统效用”和对实验项目的支持。容量电价应基于投资成本核定，容量电费暂由辽宁省电网公司支付，通过终端用户统一加价的方式，由所有用户共同承担。具体的容量电价标准，还应综合考虑电量电价、充电电价的实际水平对项目收支平衡的整体影响。市场化电力体制下，储能电价结构为“电量电价+政府授权辅助服务合同价格”。将政府定价改为政府授权合同，以使政府的支持政策为竞争型电力市场的规则所包容。政府授权系统运营商与电池储能企业签订长期合同，电池储能企业来自于市场竞争的收入少于企业合理收入需求的部分，由授权系统运营商以“辅助服务固定费用”的名目，定期向电池储能企业支付。系统运营商的此项费用支出，仍计入系统辅助服务的总成本，通过“调度费”或“系统管理费”的途径，按电量分摊给所有的电力用户。

（三）储能产业对国家储能定价机制的期待

圆桌讨论环节由国网能源研究院副院长蒋莉萍女士主持，中国电力科学研究院教授级高工来小康先生、原国网辽宁电力公司总工程师王芝茗先生、中关村储能联盟理事长俞振华先生、中国能源网首席信息管韩晓平、南都电源能源互联网公司总经理王大为先生、大连融科储能技术发展有限公司副总工程师刘宗浩先生、索英电气董事长王仕城先生、沃太能源董事长袁宏亮先生等来自电网公司、储能产业、科研院所的多名专家积极建言献策。

与会专家围绕储能如何定价开展了深入讨论，并提出了一些建议。主要观点总结如下。

1)大规模可再生能源并网为电力系统的安全稳定经济运行带来挑战，对系统运行灵活性提出更高要求，储能是实现未来高比例可再生能源并网的重要支撑技术。一方面，风光的波动性与不确定性问题使得电力系统净负荷峰谷特性发生较大变化，系统灵活性资源匮乏的问题凸显，亟需在传统调频、调峰手段之外增强系统灵活调节能力。目前在局部地区由于调峰资源等缺失，已经面临严重的弃风、弃光问题，造成大量投资浪费。另一方面，大量分布式可再生能源接入配电网，引起配电网潮流双向流动，部分时段甚至超出了传统配电网的设计范围，亟需加强配电网电压和潮流控制的调节措施。展望“十三五”，风电、光伏仍将进一步快速发展，如何促进高比例可再生能源高效消纳是我国电力系统乃至能源系统转型面临的一个重要问题。与会专家一致认为，储能技术响应速度快、调节范围广、配置灵活、可实现能量的时间迁移等特点，是实现未来高比例可再生能源发展的重要支撑技术。例如，相比于发电机，储能可以发出负功率，类似负荷，必要时刻可以有效缓解系统调峰压力；相比于负荷，储能能够发电，类似电源，必要时刻可以为电网电压和频率稳定等提供支撑。

2)新一轮电力市场建设为储能通过电力市场发现价格提供了基础条件，也为储能的应用提供了广阔空间。自2014年10月在深圳启动了输配电价改革试点以来，输配电价改革由点及面，逐步扩大，除2015年的6个省级电网试点之外，今年年底还将完成12个省级电网和1个区域电网的输配电价核定。同时，电力市场化交易也在加速推进。新一轮市场化改革为储能通过电力市场发现价格提供了基础条件。此外，随着我国售电以及增量配网市场放开，未来储能在智能建筑、电动汽车充电服务、先进制造业基地建设、新农村建设、精准扶贫等领域的技术和商业模式创新有很大空间，通过“互联网+智慧能源”，有望实现储能成本在更大应用领域和范围的分摊，推动储能快速发展。例如，与会专家提出，可以进一步从用户服务创新与用户体验提升的角度思考储能的商业前景，找到可持续的赢利点。

3)传统的电力定价模式已经不再适应，迫切需要新的机制来体现储能技术多功能作用所带来的价值。在没有储能的情况下，我国的电力定价体系已经十分复杂。与会专家认为，考虑储能本身技术种类和技术路线繁多，不同储能技术之间成本以及不同储能技术效果的差异非常大，单独为每一种不同储能技术定价很难实现。

4)最佳的方式在于认可储能技术在现代电力系统中的作用，给储能设施全面参与电力市场的准入许可，使其在不同的应用场景中与其他技术手段进行竞争，在竞争中发现价值，并建立可持续的盈利模式。公平竞争的平台有利于找到最高效的解决方案，实现资源的优化配置。以美国为例，美国部分州的市场规则允许满足一定容量需求的快速储能参与调频等市场品种，既满足了电网需求，也增加了储能收益。又如，美国加州光伏发展较快，随着光伏规模的增加，未来将面临典型的“鸭形”曲线问题，电网调峰将十分困难，对系统资源的爬坡能力提出很高要求。目前加州正在市场中尝试加入灵活性产品，激励包括储能在内的各类资源提高爬坡、快速启动等能力。由于我国大部分地区并没有给予储能在相关领域服务的独立准入地位，不仅难以实现资源优化配置，在一定程度上阻碍了储能在电网中充分获益。与会专家认为，未来电力市场建设以及储能试点示范机制设计中，应当给予储能系统参与市场竞争的合理市场地位，促进储能在不同的应用场景中与其他技术手段竞争，在竞争中发现价值，并实现盈利。

5)大环境的营造是支持储能发展的最重要方面。现阶段，在营造储能发展环境方面，可以采取以下措施：

a.适当扩大峰谷电价用户范围，为储能在用户侧的发展营造良好的环境。安装于用户侧，通过电量转移和用户侧峰谷价差实现套利是我国储能应用的主要商业模式之一。根据部分与会业内专家的测算，当用户侧峰谷价差达到每千瓦时0.75元以上时，储能才具有获利的可能。成熟的市场环境下，用户侧峰谷价差是根据市场供需情况自然形成的。我国目前的用户侧电价价格随供需变化的灵活性还不够，尚处于政府定价阶段。考虑储能技术的应用，可以考虑扩大执行峰谷电价的用户范围，并进一步完善用户侧峰谷电价的定价机制。

b.完善两部制电价，体现储能电站的电量效益和系统效益。电量电价应体现储能电站的“电量效用”，可以参照发电侧煤电标杆价格。随着市场化的推进，购电价格可以招标决定，或“直接交易”决定。容量电价应反映储能电站“系统效用”。

c.允许储能设施参与正在建设中的电力市场。例如，允许储能参与辅助服务市场。目前东北试点的调峰辅助服务市场，已经允许电储能参与。未来，还需要充分考虑新能源并网、能源转型等对灵活性资源需求，在市场架构、市场规则设计等方面进一步细化，并界定相关服务的受益方，促使储能能够在各类细分市场中找到自己的价值和盈利点。

6)产业起步阶段，可以考虑给予储能技术一定的补贴、税收减免等政策扶持，但需要注意防范政策制定过程中可能引发的风险。从国际经验来看，在储能产业培育初期有必要给予一定的政策扶持。在支持性政策方面，与会专家提出了适当给予中央与地方财政补贴、对容量利用小时数高和负荷峰谷差小的用户适当减免基本电费、给予税收减免、加大需求侧响应补贴并确保补贴能够落实到储能设施投资运营商手中等措施建议。与会专家同时指出，对储能的产业支持政策要吸取我国过去在风电、光伏以及电动汽车等领域产业政策的教训和经验，注意防范政策制定过程中可能引发的风险。一是要避免过度补贴，应同步加快产业技术标准、检测认证、市场准入、安全管理、电池回收等配套监管体系建设，避免出现以赚取政府补贴为导向的低水平发展局面，规避出现“骗补”的道德风险；二是政府的补贴机制设计要遵循技术中立原则，政府补贴不宜直接针对具体储能技术路线，并应给予与储能有类似效果的其他灵活性调节手段同等政策待遇；三是补贴和税收支持机制要坚持有序退坡原则，应合理确定储能有关支持政策的退坡与退出路线图，为企业投资运营提供稳定预期，激励企业通过持续创新降本增效，同时将政府财政支出控制在合理范围内；四是补贴机制要强化效果导向，从以往风电、光伏以及电动汽车等产业发展经验来看，基于投资规模的财政补贴政策效果往往不佳，建议采取以实际储放电量与功率为基准的储能补贴机制，鼓励企业持续提升实际运营绩效，尽快具备脱离补贴独立发展的能力。

北京国际能源专家俱乐部总裁陈新华博士最后作发言总结。主要观点如下：

1)落实国家对储能发展的高度重视，迫切需要制定切实的政策措施。我国在各类规划中都将储能的发展放在重要的位置，但是目前尚缺乏明确的政策措施。第一，从国际上来看，美国、日本、德国等国家的储能政策环境相对完善，而我国还有较大差距。第二，我国已经有了较大规模的储能规划，但是还没有清晰的商业模式和赢利点，大规模建设很可能造成极大的浪费。比如2015年底储能规模只有141兆瓦，现在规划要建的是1200兆瓦。但是目前我国储能的商业模式还不清晰，赢利点还不确定。第三，目前储能主要依靠用户侧峰谷价差，通过电量套利获得收益，在电网调峰、调频、辅助服务乃至全社会效益等方面的价值还没有体现，亟需弥补这些空白，更加全面的反映储能价值。

2)高比例可再生能源接入和电力体制改革将创造对储能技术的巨大需求。应用需求是一项技术发展的原动力，要通过政府监管政策或者通过市场的发展来创造储能的应用需求。例如德国的能源转型为德国储能发展创造了很好的需求。我国也有需求，比如我国目前已经有了较大规模的可再生能源装机，“十三五”期间可再生能源仍将大规模发展。解决好弃风弃光、降低全社会成本是我国可再生能源发展面临的重要问题，也是储能可以发挥作用的领域。同时，售电侧放开、增量配电放开等，也为储能提供了良好的发展机遇。

3)合理的定价机制，无论是政府定价还是市场定价，是推动储能产业发展的关键要素。对于储能电价，不仅要考虑储能提供的电量等价值，还要考虑储能提供的容量、辅助服务等价值。要通过合理的机制，发现储能价格。要么通过政府定价，要么通过市场定价，通过适当的方式和适当的商业模式，通过竞争发现价格。

4)发现储能设施市场价值的最佳方式是允许其在不同的场景下与其他技术进行竞争，为此，允许储能技术全面参与电力市场各个环节尤为重要。首先需要给予储能准入地位。比如在调峰方面，应当允许社会提供更好的包括储能在内的解决方案。其次，建立公平的竞争环境，允许其在不同的场景下与其他技术进行竞争，促进储能产业在市场中发现价格。现在正在推进的电力体制改革试点、市场化交易、需求侧响应、工业园区、微电网、互联网+、区块链，应当允许储能参与，发现储能的市场价值。

5)储能技术发展初期需要适当的扶持，但单纯的补贴政策不可持续，应设计真正有利于储能产业发展的综合政策措施。完全靠补贴的机制，行不通，并且也不可持续。初期可以给予一定的补贴，但是如何补贴、在哪里试点等需要谨慎设计。政府很难单独给某一种储能技术提供补贴。长远来看，政府更需要在监管政策、市场规则设计、公平市场环境营造方面发挥更多作用，促进储能产业在竞争中找到可持续的盈利方式，实现可持续发展。