网侧储能大发展，投资收益“尴尬症”却还没治好

2019年2月18日，国家电网公司公布《关于增进电化学储能身体健康有序发展的指导意见》，具体将推展政府主管部门将各省级电力公司投资的电网外侧储能算入有效地资产，通过输配电价纾缓。同时，创建客户外侧峰谷天内电价动态调整和定期评估机制，建立健全储能参予辅助服务、电力现货等市场化交易的涉及政策和机制，以市场化方式引领储能产业身体健康发展。

2018年以来，随着间歇性可再生能源并网规模逐步不断扩大，再加市场需求外侧负荷快速增长慢于预期，电化学储能、抽水机蓄能等系统调节资源变得日益最重要。2017年，原国家能源局局长张国宝就曾撰文认为：作为大自然垄断行业的电网公司有责任解决问题清洁能源的消纳问题，应当从可观的利润中拿走一部分钱去辟储能设施，无法指出电网公司只管输配电，储能不是我的事。

非常丰富和发展系统调节资源不仅是来自系统的均衡市场需求，也许也是政府涉及主管部门对电网企业的责任拒绝。失望的是，无论是“旧臣”抽水机蓄能，还是“富二代”电化学储能，甚至还包括近年来不断扩大的充电桩，仍然缺少有效地的价值评估与价格纾缓机制。辩论最核心的问题是：否将它们算入有效地资产，通过输配电价重复使用？以历史悠久的抽水机蓄能电站为事例，有所不同历史时期投建的项目使用了有所不同的定价方式，大体还包括单一容量电价、单一电量电价、两部制电价和出租等方式重复使用成本收益，但近三十年的实践证明，各种方法都有缺憾，无一需要极致增进抽水机蓄能的发展，合理反映其对系统的价值。

国家能源局在数年前对华北、华东区域抽水机蓄能电站运营情况的调查找到，单一电量电价导致抽蓄电站效益过度倚赖放发电量，造成电站调用频密、多发超发，个别电站利用小时数显著偏高；而继续执行单一容量电价的抽蓄电站收益来自相同容量电费，电站收益与机组利用率基本牵涉到，机组运行时间减少反而不会提升运营成本，抽蓄电站缺少发电积极性。要么“撑死”，要么“冻死”的情况时有发生。那么，两部制电价是“终极救星”吗？湖南黑麋峰和内蒙古呼和浩特抽水机蓄能电站多年亏损，业主几易其手的案例解释，两部制为也并非极致。

有业内人士曾一针见血地认为，两部制电价仅次于的难题集中于在容量电价的缴纳上，如果无法在电价中有效地纾缓，对于一些效益一般的电网公司来说有相当大压力，更加不用说发电企业了。新一轮电力体制改革启动之后，输配电价第一轮监管周期未将抽水机蓄能电站算入有效地资产，而要通过市场化交易“养活”自己目前显然也是困难重重。大多数抽蓄电站皆为电网公司投资，如果作为独立国家的市场主体参予交易，政府监管部门担忧其身份，无法反映独立国家意志，且以当前市场交易的量价水平，投资偌大的抽蓄很难“吃”；若是作为电网成本划入输配电价体系，则不会造成所有用户被动平摊这部分投资成本，从而丧失选择权，还有可能因为缺少灵活性星型的价格奖惩机制而使电网无法遏止投资冲动，持久下去推高系统运营整体成本，同时还有利于投资主体多元化。

近两年步入“大爆发”的电网外侧储能某种程度也面对类似于问题。目前，电网公司多作为项目业主，通过出租设备系统的方式发展网侧储能，而随着项目数量的渐渐减少，总体规模的不断扩大，租赁费如何纾缓将是电网侧重考虑到的问题。然而，电化学储能现在既不是有效地资产，和抽蓄一样，没能算入输配电价，某种程度因为身份原因，在许多地方也没能作为独立国家市场主体参予市场交易。

部分核心政策制定者曾公开发表回应，在严苛的的资产价值论证和滑动监督前提下，将抽水机蓄能、电化学储能等系统调节资源算入输配电价体系是比较有效地的处置办法。不过，将来显然，在容量市场中解决问题投资成本，获得独立国家身份在辅助服务市场或者市场需求号召中构建价值重复使用更加能充份获释有所不同投资主体的活力，充分发挥放、用两侧的创造力，寻找持久之策。国家发改委市场与价格研究所价格监管室主任杨娟在其著作《输配电价规制现代化研究》一书中明确提出，未来需大幅度延长尖峰电价的继续执行时段并拉大尖峰与其他时段的价差。

这与电力市场价格机制设计不应在维持终端平均值电价水平合理反映供需关系的前提下，在尖峰时刻鼓舞系统中的各种调节资源充分发挥其价值的思路也许有共通之处。

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