新型储能容量电价机制研究.docx

新型储能容量电价机制研究在“双碳”目标下，国家致力于能源结构调整，建设高比例可再生能源的新型电力系统。储能侧资源的发展成为解决电力系统低碳目标实现路径阻碍的重要方法，在电力系统脱碳过程中具有巨大潜力。在当前电网侧新型储能价格机制探索趋势基础上，考虑目前新型储能成本回收困难、商业模式与价格机制尚不完善的问题，本文提出一种适合新型储能的价格机制，并对该机制下新型储能的经济效益进行评估，为未来新型储能的价格机制与商业模式探索提供思路。1、新型储能容量电价机制分析（一）电网侧新型储能电站执行两部制电价分析电网侧独立储能与电网替代型储能相比，未来应用场景主要为竞争性场景，所承担的市场风险更大，收益渠道更广。两部制电价中，容量电价主要体现储能电站固定成本相关的提供电网电力容量支撑的价值，可以反映储能保障电力系统容量充裕度的“系统效用”，回收除充放电损耗外的其他成本。电量电价体现储能电站的“电量效用”，主要补偿储能电站的充放电损耗，实现对储能运行转换效率的奖惩，更有利于提高储能调用积极性。基于新型储能成本特点和电网侧独立储能的竞争性应用特点，执行两部制电价有利于新型储能健康有序发展：一方面，可以降低新型储能电站作为独立市场主体的成本回收风险；另一方面，可以市场化手段体现其提供系统充裕容量的价值，从机制保障层面正向促进新型储能的产业发展，合理反映电网侧独立新型储能的多元价值。将两部制电价用于新型储能电站，优点包括：首先，新型储能电站的主要作用包括储能、调峰、调频、调相、紧急事故备用和黑启动等，既提供电量服务，又提供容量服务，该价格机制体现了电站的技术特点和成本特性。其次，有利于全面发挥新型储能电站在系统中的作用。执行两部制电价，既能回避单一电量电价情况下，新型储能受容量限制而收益受限，又能规避单一容量电价情况下，为降低电池损耗或充电成本而闲置电站，从而更能全面发挥电站的各项功能，实现综合效益。最后，有利于提高新型储能电站的管理和运行水平。电站执行两部制电价，容量电费与机组容量、可用率相关联，电量电费与电站运行效率相关联，电站只有加强管理才能获得效益，从而激励电站提高管理运行水平，也有利于减轻电站经营风险。（二）新型储能容量电价机制实施探讨成本问题、商业模式与价格机制成为制约新型储能发展的主要原因。目前国内四川、浙江、广东、北京、重庆等地区出台了区域性政策，通过对新型储能进行一次或多次的容量补偿促进当地新型储能产业发展。但容量补贴政策的不延续性和价格补贴特性难以支撑新型储能产业的长久发展，因此，考虑通过动态调整的容量电价机制疏导储能成本，使容量补贴政策最终向市场价格转变。新型储能容量电价机制的实施可以对新型储能补贴退坡和电力市场化推进起到积极作用。近年来，新型储能主要技术方向的技术成熟度得到较大提升，根据2023年储能产业研究白皮书披露的数据，部分主流新型储能技术成本下降，如图1所示。除了技术进步、成本下降外，容量电价补偿现阶段可以帮助新型储能回收成本获得合理收益。新型储能实施容量电价的政策基础包括:“十四五”新型储能发展实施方案指出：“发挥系统调峰作用的新型储能可以享受与抽水蓄能相同的价格政策，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”。关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知明确规定，“独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加”，并要“研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收”。另外，新型储能因其技术进步空间大、地理条件约束小、建设周期短、源网荷侧均可以部署等优势，未来具备较大的发展空间。随着新型储能规模扩大，新型储能发挥的作用、系统价值可逐步与抽水蓄能电站靠近。2、新型储能容量电价机制设计（一）现阶段新型储能收益机制现阶段，在国内大力发展新型储能与推进电力市场发展的背景下,支撑储能运行的机制主要包括分时电价机制、“两个细则”补偿机制。未来，随着市场机制的完善，在新型储能商业模式较完善后，也会逐步形成依托电力市场的价值驱动收益机制，即通过市场竞价获得收益。1 .分时电价机制。对于新型储能，不同时段电价差是获得电量收益的重要来源。2 .两个细则补偿机制。2021年8月和12月国家能源局发布的并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）和电力系统辅助服务管理办法以及2022年6月南方能监局发布的南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则均对达到国家和行业标准的新型储能提供辅助服务补偿予以了确定，丰富了新型储能的收益模式。新型储能通过“两个细则”获益的方式包括提供并网服务而获得的固定补偿以及通过市场化方式而获得的补偿。综合全国各区域的两个细则补偿规则，当独立新型储能电站提供调频辅助服务时，补偿方式主要包括两种：一是按照调节深度与调节性能的乘积核算；二是考虑设备投资成本、运行维护成本以及提供AGC辅助服务而增加的成本，按照“基本补偿+调用补偿”方式补偿。除以上两种常用的补偿核算方式，还有按照服务贡献度、调频里程等核算方式。当独立储能电站提供黑启动服务时，黑启动服务补偿考虑改造时新增的投资成本、运行维护成本和黑启动测试及人员培训费用，经核算后确定补偿标准（日补偿费用、月补偿费用），黑启动补偿原则上按年进行补偿。当独立储能电站提供备用服务时，提供备用服务补偿考虑高峰时段机组因备用损失的机会成本，由区域电网核定补偿标准。当独立储能电站提供无功调节辅助服务时，无功调节补偿由启停补偿和成本补偿两部分组成，补偿标准由各地区能源局核算并发布。根据实际执行的经验，独立储能电站仅依靠“两个细则”补偿并不能回收成本。（二）新型储能容量电价核定方式基于经营期定价法及动态电价设计思路，参考抽水蓄能电站容量电价核定办法，设计新型储能电站容量电价核定方法。新型储能电站容量电价核定流程为：1 .对标行业先进水平核定新型储能容量电价水平；2 .通过财务分析计算监管周期内新型储能电站现金流入与现金流出，并按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡；3 .设定新型储能在一个监管周期内可以享有的收益分享比例。通过调整收益分享比例可以适当提高新型储能电站容量电价水平。随着市场化水平提高，逐步调整收益分享比例，即逐步将新型储能电站全部收益纳入容量电价核算。4 .计算新型储能电站监管周期内的年平均收益水平，并根据收益分享比例确定折算后的年平均收益水平；5 .根据年平均收入水平和新型储能装机容量确定该监管周期内新型储能容量电价。（三）新型储能两部制电价机制下收益在容量电价机制下，新型储能即可通过两部制电价机制获益。新型储能投资成本以固定成本为主，充放电损耗产生的变动成本目前可以通过分时电价机制或参与电量市场回收。（四）新型储能经济效益评估指标对新型储能进行经济效益评价，用于考察新型储能在本文设计的容量电价机制下的盈利能力、清偿能力等财务状况，据此判别新型储能在该电价机制下的财务可能性。本文主要测算净现值指标、内部收益率指标以及投资回报率指标o净现值指标是考察项目寿命期内每年发生的现金流量按一定的折现率折现到同一时点的现值累加值。6 、新型储能容量电价机制设计的算例分析（一）新型储能基本参数设置选取国内产业链条较完备且具备规模化电网侧应用条件的压缩空气储能、锂电池储能、液流电池储能以及铅炭电池储能作为研究对象，研究两部制电价下保障新型储能运营的容量电价水平，并对其经济效益进行评估。2020年以后，几种主流储能技术经济边界条件如表1所示，数据来源于徐若晨等（2021）、张华民（2022）的研究。（二）计算结果及分析1 .新型储能容量电价仿真结果。新型储能电站初始容量电价水平参考抽水蓄能电站容量电价水平，在一个监管周期内可以享有的收益分享比例设为20%,则寿命周期内，新型储能电站的容量电价仿真水平如图2所示:由图2可知，压缩空气储能、锂电池储能和铅炭电池储能容量电价均有下降的趋势。电化学储能中，液流电池虽然效率与规模上与锂电池储能和铅炭电池储能相近，但单位投资成本较高，仿真后的容量电价水平较高。2 .新型储能经济效益评估。对几种新型储能电站进行全生命周期内的财务分析，以7%为折现率，经济效益指标如表2所示，投资回报率曲线如图3所示:在容量电价补偿下，压缩空气储能、锂电池储能和铅炭电池储能均具有较好的经济性，NPV均大于0,内部收益率均高于8%,且在合理区间内。而液流电池由于单位投资成本较高，即使在较高的容量电价水平下，也难以回收成本。3 .敏感性分析。单位投资成本。技术进步、原料成本降低和规模化发展均会降低新型储能的单位投资成本，单位投资成本变化对液流电池经济效益的影响如图4所示:由图4可知，在算例设置的液流电池技术经济参数下，当液流电池单位投资成本降低至2300元/kWh时，才具备较好的经济效益。峰谷价差。以压缩空气储能和锂电池储能为例，研究分时电价机制中峰谷价差对其经济效益指标影响。峰谷价差对新型储能电站经济效益的影响如表3所示，以压缩空气储能为例，峰谷价差对于容量电价水平的影响，如图5所示：由表3可知，峰谷价差提高会增加新型储能的经济效益，有助于新型储能成本回收。因此，在未来电力市场化交易阶段电价受市场供需影响下，电价峰谷差将扩大，新型储能或提高现有经济效益。从算例结果来看，压缩空气储能、锂电池储能和铅炭电池储能的容量成本在本文设计的动态优化容量电价机制下可以得到充分回收,而受资源限制单位容量投资成本较高的液流电池储能在两部制电价机制下难以回收成本。而液流电池具备长时储能、安全性和易扩展性等优质储能的优点，因此在容量电价机制设计上仍需考虑部分高成本新型储能回收成本难题。在未来的研究中建议研究电网侧新型储能配套商业机制，作为储能的补充收益。4、结论与建议基于对电网侧独立新型储能容量电价机制的设计以及容量电价仿真和容量电价机制下经济效益测算，新型储能电站执行两部制电价可以促进新型储能商业模式尚不成熟的电力市场化阶段下的成本回收，可以为新型储能提供保底收益并提高储能盈利能力。新型储能运营成本以固定成本为主，充电和充电损耗的变动成本为辅。现阶段，新型储能的收益受到我国分时电价机制下峰谷价差有限的影响，随着峰谷价或电能量市场充放电价差扩大，容量电价水平将降低。随着电能量市场发展，新型储能电站的收益又将受到较大的市场影响。本文对未来新型储能电站容量电价机制设计提供以下建议:1 .设计容量电价动态优化方案，作为从计划电价到市场电价的过渡机制。结合本文研究，容量电价水平和机制应随着电力市场发展而动态优化，随着峰谷价差或电量市场充放电价格差拉大而降低。进一步，随着电力市场发展，电能量市场价格限制放宽、新型储能可以作为市场主体参与辅助服务市场后，容量电价可以视为一种补偿机制进一步降低，从而促进新型储能机制市场化过渡。新型储能价格机制应结合不同应用场景而建立。比如，动态电价优化周期可以考虑多时间尺度和空间尺度。对于部分季节性储能资源，以多年为周期核定容量电价会导致容量补偿不充分不合理（如抽水蓄能电站提供系统充裕容量受丰枯水期影响）的问题，应设定多时间尺度的动态电价优化机制；对于不同区域的不同负荷资源应设定该区域的动态电价优化机制。2 .设定不同市场阶段的电网侧新型储能成本分摊方案。明晰新型储能电站的“责一权一利”关系是分摊储能成本的关键。电网侧新型储能主要承担缓解阻塞、保障电网输电质量、替代新建扩建输配电设施等。因此，在现阶段，考虑储能功能特性与收益模式，电网侧新型储能应采用竞争性电度电价与核定容量电价相结合的两部制电价机制，竞争性电度电价提供电站的风险性收益，容量电价提供电站的保障性收入，容量电费可由对辅助服务需求较多的发电企业如风电、光伏发电商等分摊一定比例，不足部分纳入输配电价进行回收。未来根据“谁受益、谁分摊”的原则，建议根据不同的市场发展阶段，设定动态优化的新型储能成本疏导方案，如纳入辅助服务费用、纳入输配电价等方式，根据市场化程度将容量成本陆续分摊至用户侧。3 .促进电网侧新型储能商业模式多元化探索。在电力市场机制改革的环境下，开拓新型储能的多种盈利模式，才能保障电网侧储能稳健发展。完善适合我国新型储能的商业模式，结合储能可以提供优质辅助服务、快速响应等功能特点，开发“共享”储能商业模式和行业标准，将区域独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行全网优化配置、统一协调，由电网侧推动源网荷各端储能能力全面释放，促进储能资源优化配置。结合我国“双碳”目标背景，挖掘探索电网侧新型储能参与碳一电耦合市场的可行性，开拓电网侧新型储能的收益新赛道。结合容量市场与现货市场发展的必然性趋势，挖掘新型储能金融衍生品机制，吸引多元投资促进新型储能行业发展。探索电网侧新型储能聚合配置模式，发挥储能资源对输电线路阻塞的缓解作用。