一、电网侧新型储能电价机制
（一）定价机制
2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源〔2022〕209号）提出“以支撑系统安全稳定高效运行为原则，合理确定电网侧储能的发展规模，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。”《实施方案》并未明确具体适用的价格机制，建议可考虑单一容量制和两部制电价两种模式。
单一容量制电价：价格机制简单，便于执行，但是电费收入仅和容量相关，无法体现电池充放电次数变化带来的成本收入变动。
两部制电价：容量电价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，并获得合理收益；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。
从功能定位上看，电网侧新型储能电站与传统抽水蓄能电站类似，两部制电价较单一容量制电价更能合理地反映储能的多元价值，有利于激励储能项目发挥保障和调节电网安全稳定运行的作用。因此，电网侧新型储能电站采用两部制电价模式更为合理。
（二）疏导机制
参照抽水蓄能电站，电网侧新型储能电站容量电价可能的疏导方式有：1.纳入辅助服务费用，由所有工商业用户分摊；2.可再生能源发电企业购买调峰能力；3.参与容量市场回收。电量电价可能的疏导方式有：1.纳入辅助服务费用，由所有工商业用户分摊；2.向发电企业竞争性招标采购充电电量疏导；3.参与电力现货市场赚取充放电价差；4.参与调峰调频等辅助服务市场回收。
考虑到不同省份电力现货市场建设进度不一、辅助服务市场建设有待完善，建议现阶段按照“先市场、后计划”的原则，对于市场化的电网侧独立储能电站，应优先鼓励其参与市场竞争实现其系统调节价值，通过市场化新能源项目购买调峰能力、低谷电量竞争性招标、参与容量市场和辅助服务市场方式实现成本疏导；对于非市场化的电网替代性储能设施，需符合经济性替代原则，在履行必要的审核程序、经政府主管部门批准后方可投资建设，将其纳入输配电有效资产，通过输配电价回收。
二、电网侧新型储能电价测算分析
（一）测算思路
选取典型电网侧储能电站，参考抽蓄电站容量电价核定方法，利用经营期电价方法测算单位容量电价标准，根据电网侧储能规模计算年度需疏导容量电费。
（二）容量电价测算与对比
以近期建设投运的福建、安徽、辽宁储能电站为例，测算其单位容量电费。其中福建与安徽储能电站采用磷酸铁锂电池技术，大连储能电站采用液流电站技术。
第一，受设计方案、电池技术路线、配置时长等因素影响，储能电站容量电价存在较大差异，但总体大于抽水蓄能电站容量电价。参考抽蓄容量电价核定办法，设定资本金内部收益率为6.5%时，福建和安徽储能电站的单位容量电价分别为1101元/千瓦、763元/千瓦，高于抽水蓄能电站电价（约520~650元/千瓦之间）。安徽储能电站配置时长较短，单位容量电价小于福建储能电站；辽宁液流储能电站由于采用的技术路线成本高，其单位容量电价远高于锂电池电站。
三、结论与建议
在电价标准制定方面，储能电站不同于成熟的抽蓄电站，受设计方案、电池技术路线、配置时长等影响，造价差异较大，且随着电化学储能技术快速进步，未来成本下降空间较大。建议借鉴光伏领跑者基地等做法，采用竞争性招标方式，设定容量电价上限，由电站投资主体报价竞争获取电网侧新型储能建设规模指标，从而激励技术进步、推动成本下降、促进储能产业发展。
在储能电价疏导方面，当前电网侧储能投资回收机制尚未建立，电网侧独立储能被电网直接调用，主要靠调峰调频获得辅助服务费用，收益来源较为单一，对政策支持的需求较为迫切。建议对于市场化的电网侧独立储能电站，应优先鼓励其通过市场竞争的方式实现其系统调节价值；对于非市场化的电网替代性储能设施，需符合经济性替代原则，经审核批准后将其纳入输配电有效资产，通过输配电价回收。
在参与电力市场方面，现阶段各地电能量市场和辅助服务市场运行尚不完善，储能电站参与市场的收益相对有限，储能电站商业模式尚不成熟。建议以市场化方式引导储能参与电网调节。加快完善电力市场交易品种，健全需求响应机制，支持用户侧储能参与电网需求响应、电量平衡和负荷特性改善，允许共享储能与工商业用户组成虚拟电厂参与需求响应；推动电力现货市场建设，支持储能参与现货市??；加快探索调频市场和容量市场建设，推动储能通过调峰调频、需求响应、电力现货等多种方式扩大收入来源，促进储能商业化运营，以市场化价格机制引导储能有序参与电网调节。
