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电网侧储能发展对电网公司的影响分析
发布时间：2023-03-02 15:38:08 文章来源：中国电业与能源
电网侧储能发展对电网公司的影响分析2022年，国家发展改革委、国家能源局先后发布《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《方案》）、

2022年，国家发展改革委、国家能源局先后发布《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《方案》）、《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》，要求在电网关键节点配置储能，提高大电网安全运行水平，在站址和走廊紧张地区延缓和替代输变电设施投资；并进一步明确了新型储能市场定位，逐步建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制。“双碳”目标下储能的角色定位和储能产业政策为储能发展提供了支持，电网侧储能的发展也将对电网公司投资经营产生影响。

（来源：微信公众号“中国电业与能源”作者：国网江苏省电力有限公司经济技术研究院王静怡 程曦 孙海森 王瑞武 邵梦虞 中国电力企业联合会电力建设技术经济咨询中心 游维扬）


(资料图)

01

新政策出台为电网公司投资储能提供了可能

国家发展改革委下发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》后，抽水蓄能电站投资成本疏导机制逐步完善。《方案》提出建立电网侧独立储能电站的容量电价机制，即将容量电价对应的容量电费纳入输配电价回收，探索替代输配电的储能设施成本收益纳入输配电价。按照实施方案形成的共识，该政策为电网企业投资新型储能提供了可能，但政策目前还较宏观，实施路线、准入条件、操作细则等尚不明确。

同时，在电网侧储能基于有效激励机制而发展时，一旦电网公司进入该领域投资，投资监管必将趋严，以避免投资冲动造成项目亏损或者抬升整个电力系统的成本。电网侧储能成本收益若要通过输配电价回收，应做好可行性研究论证，阐述清楚最重要的输配电价核价“相关性、合理性和合法性”原则，是否是替代输配电设施，是否更具经济性，否则投资成本无法通过输配电价疏导。而且电网侧储能成本收益一旦计入输配电价，相关的监管工作也必将进一步细化。

02

电网侧储能的合理布局对电力系统的影响

有利于电网稳定运行。《方案》明确了电网侧储能布局的4个主要场景，一是在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点；二是在站址走廊资源紧张等地区；三是在电网薄弱区域如在供电能力不足的偏远地区电网末端或电网未覆盖地区；四是作为重要电力用户的应急备用电源，如政府、医院、数据中心等。通过电网侧合理布局新型储能设施，将提高大电网安全稳定运行水平和保供能力、应急能力，减轻输电线路阻塞，延缓输配电设施投资。

影响系统供电成本。储能规模化发展需相应的价格机制进行有效疏导成本。若通过容量电费纳入输配电价疏导，以磷酸铁锂电池储能为例，按2021年普遍中标价格1400元/千瓦时，工程规模83.3兆瓦/166.6兆瓦时，20%资本金比例，运营年限21年，10年更换一次电池，电池更换费用700元/千瓦时，按照资本金收益率6.5%测算，容量电价为294.7元/千瓦。假设江苏省电网侧新型储能新建规模按照500兆瓦考虑，按照容量电价294.7元/千瓦测算，每年增加新型储能容量电费29470万元，传导至售电侧销售电价增加部分约为0.00047元/千瓦时。在构建新型电力系统和电改环境下，面临供给侧成本上升与需求侧成本下降矛盾，但考虑新型储能在构建新型电力系统的效用，同时考虑该省全社会用电量增幅，售电价增加部分在全社会用电价格承载力范围内，规划储能容量电费通过输配电价回收基本合理可行。

03

电网侧储能发展建议

积极探索竞争性两部制电价机制模式和共享储能商业模式。对于保障电网安全稳定、提供应急供电保障、提高系统新能源消纳能力、站址走廊资源紧张地区和电网薄弱区域等方面社会效益显著的电网侧储能，建议积极探索竞争性两部制电价机制，通过竞价模式降低容量电费和电量电费，优化资源配置。同时，积极整合电源、电网和用户侧储能资源，采取共享储能模式，争取多重收益。

探索开发形成碳资产，促请出台碳市场支持政策。除充分利用央行和财政部出台的碳减排支持工具和优惠政策外，应积极促请出台碳市场支持政策，一方面充分利用储能降损效益，产生碳减排效益；另一方面基于储能+综合能源、储能（汇集）+新能源、储能+电能替代等，探索开发形成碳资产，通过国家核证自愿减排量（CCER）市场，或促请出台碳市场交易支持政策，回收部分储能投资。

优化投融资方式，促请出台相关投融资支持政策。通过应用央行和财政部推出的碳减排政策工具，推动政府投资平台联合各方社会资本设立绿色产业投资基金或绿色债券等方式，拓宽融资渠道和争取税收优惠、绿色金融贷款等政策，获得更多社会资本或优惠政策，降低融资成本。

推动完善储能间接效益计算方法，支撑储能价值测算。当前各种商业模式难以体现储能调节性资源价值，虽然目前已有电力储能经济效益评估团体标准，但部分间接效益参数如替代性价值和可靠性价值的计算方法仍待细化，需通过实际项目不断积累数据，科学合理度量储能社会效益，支撑储能价值测算。

推动完善辅助服务市场机制。推动电力辅助服务市场更好体现储能等灵活调节性资源的市场价值，建立健全调频、备用等辅助服务市场，推动源网荷储一体化建设和多能互补协调运营。探索引入爬坡辅助服务机制，逐步扩大爬坡市场参与主体范围，逐步引入独立储能等参与爬坡市场交易，并建立合理的费用分摊机制。

加强电网侧功能替代性储能设施准入和应用场景的相关性审核。当前政策已明确电网侧储能在关键电网节点、站址走廊资源紧张地区、电网薄弱区域、重要电力用户等应用场景，为储能替代输配电设施相关性认定奠定了基础。因此，在上述应用场景下，在可研环节出现电网功能替代性储能设施全寿命周期经济性具备竞争优势时，应加强电网功能替代性储能设施准入条件和应用场景相关性审核，推动出台电网侧功能替代性储能设施认定标准。

加强替代性方案全寿命周期经济性比较论证，推动完善新型储能各项标准，支撑成本合理性评估。当前，行业内正在组织编制电力储能项目定额、预算编制与计算标准，其出台将为电力储能项目提供计价依据，也为新型储能投资成本监管奠定了基础。此外，《“十四五”国家消防工作规划》《“十四五”国家应急体系规划》均要求围绕新型储能设施等新材料新业态消防安全风险，加强建设工程消防设计论证源头管理，消防安全系统投资比例将潜在上升。因此，除加强替代性方案全寿命周期经济性比较论证外，应推动完善新型储能消防安全等各项标准，使其成为储能投资成本合理化依据。

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