一、電網側新型儲能電價機制
（一）定價機制
2022年1月，國家發展改革委、國家能源局發布《“十四五”新型儲能發展實施方案》（發改能源〔2022〕209號）提出“以支撐系統安全穩定高效運行為原則，合理確定電網側儲能的發展規模，建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場。”《實施方案》并未明確具體適用的價格機制，建議可考慮單一容量制和兩部制電價兩種模式。
單一容量制電價：價格機制簡單，便于執行，但是電費收入僅和容量相關，無法體現電池充放電次數變化帶來的成本收入變動。
兩部制電價：容量電價反映儲能保障電力系統容量充裕度的“系統效用”，回收除充放電損耗外的其他成本，并獲得合理收益；電量電價體現儲能電站的“電量效用”，主要補償儲能電站的充放電損耗，實現對儲能運行轉換效率的獎懲，更有利于提高儲能調用積極性。
從功能定位上看，電網側新型儲能電站與傳統抽水蓄能電站類似，兩部制電價較單一容量制電價更能合理地反映儲能的多元價值，有利于激勵儲能項目發揮保障和調節電網安全穩定運行的作用。因此，電網側新型儲能電站采用兩部制電價模式更為合理。
（二）疏導機制
參照抽水蓄能電站，電網側新型儲能電站容量電價可能的疏導方式有：1.納入輔助服務費用，由所有工商業用戶分攤；2.可再生能源發電企業購買調峰能力；3.參與容量市場回收。電量電價可能的疏導方式有：1.納入輔助服務費用，由所有工商業用戶分攤；2.向發電企業競爭性招標采購充電電量疏導；3.參與電力現貨市場賺取充放電價差；4.參與調峰調頻等輔助服務市場回收。
考慮到不同省份電力現貨市場建設進度不一、輔助服務市場建設有待完善，建議現階段按照“先市場、后計劃”的原則，對于市場化的電網側獨立儲能電站，應優先鼓勵其參與市場競爭實現其系統調節價值，通過市場化新能源項目購買調峰能力、低谷電量競爭性招標、參與容量市場和輔助服務市場方式實現成本疏導；對于非市場化的電網替代性儲能設施，需符合經濟性替代原則，在履行必要的審核程序、經政府主管部門批準后方可投資建設，將其納入輸配電有效資產，通過輸配電價回收。
二、電網側新型儲能電價測算分析
（一）測算思路
選取典型電網側儲能電站，參考抽蓄電站容量電價核定方法，利用經營期電價方法測算單位容量電價標準，根據電網側儲能規模計算年度需疏導容量電費。
（二）容量電價測算與對比
以近期建設投運的福建、安徽、遼寧儲能電站為例，測算其單位容量電費。其中福建與安徽儲能電站采用磷酸鐵鋰電池技術，大連儲能電站采用液流電站技術。
第一，受設計方案、電池技術路線、配置時長等因素影響，儲能電站容量電價存在較大差異，但總體大于抽水蓄能電站容量電價。參考抽蓄容量電價核定辦法，設定資本金內部收益率為6.5%時，福建和安徽儲能電站的單位容量電價分別為1101元/千瓦、763元/千瓦，高于抽水蓄能電站電價（約520~650元/千瓦之間）。安徽儲能電站配置時長較短，單位容量電價小于福建儲能電站；遼寧液流儲能電站由于采用的技術路線成本高，其單位容量電價遠高于鋰電池電站。
三、結論與建議
在電價標準制定方面，儲能電站不同于成熟的抽蓄電站，受設計方案、電池技術路線、配置時長等影響，造價差異較大，且隨著電化學儲能技術快速進步，未來成本下降空間較大。建議借鑒光伏領跑者基地等做法，采用競爭性招標方式，設定容量電價上限，由電站投資主體報價競爭獲取電網側新型儲能建設規模指標，從而激勵技術進步、推動成本下降、促進儲能產業發展。
在儲能電價疏導方面，當前電網側儲能投資回收機制尚未建立，電網側獨立儲能被電網直接調用，主要靠調峰調頻獲得輔助服務費用，收益來源較為單一，對政策支持的需求較為迫切。建議對于市場化的電網側獨立儲能電站，應優先鼓勵其通過市場競爭的方式實現其系統調節價值；對于非市場化的電網替代性儲能設施，需符合經濟性替代原則，經審核批準后將其納入輸配電有效資產，通過輸配電價回收。
在參與電力市場方面，現階段各地電能量市場和輔助服務市場運行尚不完善，儲能電站參與市場的收益相對有限，儲能電站商業模式尚不成熟。建議以市場化方式引導儲能參與電網調節。加快完善電力市場交易品種，健全需求響應機制，支持用戶側儲能參與電網需求響應、電量平衡和負荷特性改善，允許共享儲能與工商業用戶組成虛擬電廠參與需求響應；推動電力現貨市場建設，支持儲能參與現貨市場；加快探索調頻市場和容量市場建設，推動儲能通過調峰調頻、需求響應、電力現貨等多種方式擴大收入來源，促進儲能商業化運營，以市場化價格機制引導儲能有序參與電網調節。
