電網(wǎng)側儲能標桿電價定價方案研究

 

參照國內(nèi)現(xiàn)行抽水蓄能電價機制，電網(wǎng)側儲能電價可以考慮單一制電價和兩部制電價兩種模式。其中：單一制電價又分為單一容量電價和單一電量電價；兩部制電價包括容量電價和電量電價。鑒于兩部制較單一制模式能更合理地反映儲能系統(tǒng)充放電次數(shù)對電站收入的影響，激勵儲能項目充分發(fā)揮其對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的保障和調節(jié)作用，因此本方案建議選用兩部制電價模式，用于制定電網(wǎng)側儲能標桿電價。其中：容量電價用于回收工程固定資產(chǎn)投資（不含電池）、固定運營成本及合理收益；電量電價用于彌補電池損耗（含初始采購支出）、變動運營成本。

鑒于電網(wǎng)側儲能投資小、運營周期短，且行業(yè)處于快速發(fā)展變化之中，相關技術方案、電池性能及造價水平每年均在不斷變化，因此本電價模型采用靜態(tài)法設計，按單一年度經(jīng)營指標進行測算并得出標桿電價方案建議。

測算方法及步驟

第一，統(tǒng)計當年度電網(wǎng)側儲能平均全生命周期度電造價；第二，用電網(wǎng)側儲能項目的全生命周期度電造價乘以儲能站全生命周期放電電量可得到工程總造價參考值；第三，根據(jù)工程建設目標合理界定相關初始參數(shù)。包括但不限于：電池系統(tǒng)循環(huán)壽命、電站運營期、資本金凈資產(chǎn)收益率、自有資本金比例、貸款利率、電池系統(tǒng)投資占儲能站總投資的比例、固定運營成本占總投資比例等；第四，根據(jù)項目總造價及固定運營成本，計算容量電價，同時根據(jù)變動運營成本，計算充電電量電價；最后，根據(jù)上述測算結果，結合當年投產(chǎn)的電網(wǎng)側儲能工程實際案例驗證后，得出當年度電網(wǎng)側儲能標桿電價。具體表述為：電網(wǎng)側儲能20**年度標桿容量電價為**萬元/兆瓦時，電量電價為**元/千瓦時。

相關建議

符合電力系統(tǒng)規(guī)劃和相關技術標準，并接受調度機構統(tǒng)一調度的電網(wǎng)側儲能，有助于減少或延緩電網(wǎng)輸配電設施投資，也有利于降低全社會平均用電成本。在國內(nèi)成熟的電力市場建成完善之前，建議對電網(wǎng)側儲能采用兩部制電價模式，保障回收投資成本和獲取合理收益，促進電網(wǎng)側儲能的健康有序發(fā)展。

同時，在制定相關定價政策時也應注意到，由于電池技術發(fā)展變革較快，成本呈逐年下降趨勢，價格主管部門應根據(jù)需要，每年對電網(wǎng)側儲能企業(yè)開展成本監(jiān)審，并滾動調整標桿電價政策。隨著電力市場的完善，電網(wǎng)側儲能未來優(yōu)先通過市場獲取回報，標桿電價政策應逐步退出。