目前，相关部门已经出台抽水蓄能容量电价相关政策。那么，同样是储能，未享受容量电价政策的新型储能是否面临不公平竞争？这一问题一度引发行业热议。新型储能适用什么样的计价管理形式，实质上是如何衡量新型储能使用价值的问题。而事实上，新型储能的使用价值则是由其功能作用来决定的。

在电力系统中，新型储能可以应用于发电侧、电网侧和用户侧。

在发电侧，储能可以辅助发电电源跟踪出力曲线，增加发电量，提高售电收入。

(相关资料图)

在电网侧，储能能够协助电力调度机构提供调峰、调频、调相、系统备用和黑启动等电力辅助服务，起到平衡电力负荷、稳定频率电压和应急事故处理等作用，提高电力系统安全性，促进新能源消纳。同时，储能可以延缓和替代输变电设施升级改造、替代偏远地区基本供电、替代供电保障类建设等，降低电网基础设施综合建设成本。

在用户侧，储能可以帮助电力用户增加低谷时段用电量，减少高峰时段用电量，减少用电成本。另外，当发生限电、停电等突发事故时，用户可以将储能作为备用电源以保障生产生活应急用电需求，降低停电限电造成的损失。

储能在电力系统中的功能作用决定了其成本补偿方式和价格管理形式。

服务于发电侧的储能，在未被电力调度机构调用参与电力辅助服务时，主要以提升发电电源涉网性能、增加发电量为主，具有私人产品的经济学属性。其成本应通过上网电价得到补偿，也可以说宜采用“电量电价”的价格管理形式。

服务于电网侧的储能，主要发挥两方面作用：一方面，无论储能投资方是否为电网企业，也无论其所处何种地理位置，只要被电力调度机构调用并参与电力辅助服务，这类储能即为电力辅助服务型储能。电力辅助服务的主要作用是提升区域内电力系统安全调节能力，保障系统安全稳定运行，具有公共品经济学属性。因此，电力辅助服务型储能的成本应由电力用户按用电量分摊，宜采用“电力辅助服务费”的价格管理形式；另一方面，用于降低电网基础设施综合建设成本的储能，为电网替代型储能。电网替代型储能的主要作用是增强系统供电保障能力，具有公共品的经济学属性。电网替代型储能成本应纳入输配电价成本，最终在电力用户间分摊，也可以说采用的是“输配电价”的价格管理形式。

服务于用户侧的储能，主要作用是降低电力用户的用电成本、减少停电限电损失等，具有私人产品的经济学属性。储能的成本主要通过峰谷电价差套利回收，也可以说采用的是“电量电价”的价格管理形式。

储能在电力系统中的价值具有双重性，主要体现为商品和服务两种形式。在电源侧和用户侧，储能的价值主要体现在其提供的商品—电能上；而在电网侧，储能的价值主要体现在其参与提供的电力辅助服务或者输配电服务上。电能商品价值可以用电能的多少即电量来衡量，电源生产多少电能、用户消费多少电能、电网输送多少电能简单明了。但服务价值的衡量涉及服务内容、服务标准、服务量，对于具有公共品属性的服务来说，其效用的不可分割性和服务提供方与受益方并非一一对应的关系，使其采用的计量单位更加复杂多样。

电力辅助服务的提供方和受益方关系十分复杂。由于电力辅助服务的主体和服务对象多元、提供方和受益方并非一一对应，因此，如何确定电力辅助服务的提供方和受益方是一个十分复杂的问题。电力辅助服务的主体是电力调度机构及其调用的灵活调节资源。电力调度机构调用的灵活调节资源除包括分布在发电侧、电网侧、用户侧的储能外，还包括传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充换电设施等可调节负荷以及负荷聚合商、虚拟电厂等。电力辅助服务的受益对象是整个电力系统，即系统安全调节受益方包括电源、电网和用户等电力系统的各个组成部分。同时，产生安全调节需求的影响因素也来自电源、电网和用户的各个主体。因此，难以将电力辅助服务提供方与受益方一一对应起来。

电力调度机构调用储能的商业模式不同，相应的计量单位也因此复杂多样。电力调度机构调用储能等灵活调节资源有两种商业模式，即长期租赁模式和辅助服务市场模式。电力辅助服务是安全调节，具有不确定性，长期租赁模式可以较好地应对不确定性问题，而辅助服务市场模式则可以尽可能地提高资源配置效率。二者统筹协调、互相配合，才能更加经济地保障电力系统安全稳定运行。

受限于现有技术条件和电力辅助服务公共品属性，行业内尚难以准确划分各类辅助服务的数量及其对应成本，以及受益者所获效用价值。因此，在长期租赁模式下，将储能参与辅助服务的成本划分为建设运行维护的固定成本和随电能量变化的变动成本，分别采用了容量电价和电量电价两种价格管理形式。抽水蓄能是技术最成熟、经济性最好、应用最广泛的储能，目前我国采用的是长期租赁的商业模式，并为此出台了抽水蓄能容量电价政策，即单位装机年租赁费政策，计量单位为容量。

容量电价可有效应对安全调节不确定性带来的储能收入不确定性，受到储能企业的推崇。但是，超过电网灵活调节资源需求量，过度采用这一商业模式将拉高电力系统的安全调节总成本，增加全体电力用户负担。只有加强长期租赁模式下的储能的统筹规划，并且不以技术路线划分商业模式，而是以技术性能指标设定相应的技术门槛，才能在保障系统安全和降低安全成本间求得相对平衡。

目前，我国的电力辅助服务市场在大部分地区设立了调峰、调频辅助服务品种，少部分地区设立了系统备用和黑启动辅助服务品种。调峰辅助服务中深度调峰交易一般按照分档的深度调峰电量及对应出清价格进行补偿，计量单位是电量（元/千瓦时）；启停（或停机）调峰依不同容量等级机组报价按台次补偿，计量单位是台次（元/台次）。调频辅助服务一般对辅助服务提供方按照投运率、可调节容量予以固定补偿，计量单位为容量（元/千瓦·月）；根据“调频效果”即中标单元提供调频里程、调频性能及出清价格获得相应调频里程补偿，计量单位为调频里程（元/兆瓦）。备用辅助服务市场补偿按照备用容量和补偿价格进行计算，计量单位为容量（元/兆瓦·时）。黑启动补偿一般包括对黑启动能力和实际调用过程中所投入的燃料、人力等费用的补偿，计量单位为台次（元/台次·月）。

综上，储能在电力系统中的作用、功能定位、产品性质、商业模式各不相同，导致其价格计量单位差异较大。因此，要充分考虑储能在电力系统中是否发挥作用、如何发挥作用、采用何种商业模式制定相应政策，而不能都采用相同的价格计量单位和价格管理政策。容量电价只是一种计价方式，不是解决储能各种问题的灵丹妙药。

（作者均供职于国家发展和改革委员会价格成本调查中心）