新型電力系統(tǒng)下的成本疏導與儲能價格機制郝穎北京師范大學教授博士生導師中國價格協(xié)會電價專家組成員2024年7月25日1二一第三監(jiān)管周期輸配電價機制三儲能在新型電力系統(tǒng)中的成本補償機制目錄2適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導電價機制，是指電力價格各要素之間的結構關系和運行方式。好的電價機制是：回收成本、公平負擔、促進資源優(yōu)化配置并兼顧公共政策目標?；厥粘杀荆汉侠沓杀?、合理收益、依法計稅；公平負擔：誰受益、誰承擔；促進資源優(yōu)化配置：反映電力的時空價值，促進供需平衡；兼顧公共政策目標：節(jié)能減排、綠色發(fā)展、普遍服務等。什么是好的電價機制3第三監(jiān)管周期輸配電價機制成本加收益管制方式省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡準許收入由準許成本、準許收益和稅金三部分構成。即：不含稅準許收入＝準許成本＋有效資產(chǎn)對應的準許收益＋稅金。成本區(qū)分存量和增量分別核定。準許成本的核定是關鍵和難點。準許成本由折舊費、運行維護費用構成，區(qū)分歷史成本和未來預計成本分別核定。準許收益等于有效資產(chǎn)乘以加權平均資本成本稅金包括城市維護建設稅和教育附加、所得稅44二一第三監(jiān)管周期輸配電價機制三儲能在新型電力系統(tǒng)中的成本補償機制目錄5適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導合理布局儲能電站，對系統(tǒng)安全穩(wěn)定高效運行具有重要支撐作用。隨著用電負荷剛性增長、新能源海量接入，電網(wǎng)負荷特性發(fā)生根本變化，電力系統(tǒng)靈活性資源發(fā)展不足矛盾日益突出。部分省政府主管部門組織通過合理選址、布局建設電網(wǎng)側儲能，有效解決輸電網(wǎng)阻塞、供需緊張等問題，支撐電力保供取得實效，同時降低了局部電力平衡對電網(wǎng)建設的依賴。電網(wǎng)側儲能納入輸配電價有據(jù)可依。國家發(fā)展改革委國家能源局關于印發(fā)《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》的通知(發(fā)改能源〔2022〕209號)、《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》(發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號)等文件均提出“完善電網(wǎng)側儲能價格疏導機制”“探索將電網(wǎng)替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收”。建議充分考慮儲能電站在電力保供工作中發(fā)揮的積極作用，將電網(wǎng)側儲能電站成本納入輸配電價，合理疏導儲能電站保障電力系統(tǒng)平衡成本，引導電網(wǎng)側儲能合理發(fā)展。適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導1、將電網(wǎng)側儲能電站成本納入定價6適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導2、健全大范圍資源優(yōu)化配置的輸配電價機制按照國家“沙漠戈壁荒漠”大型風光基地開發(fā)建設總體規(guī)劃，跨區(qū)專項工程正在由單一工程（起落點固定）、單一功能（輸電為主）轉變?yōu)槎喙こ搪?lián)合運行、輸電互濟并重的新形態(tài)。電力資源大范圍優(yōu)化配置目前主要面臨兩方面難題，一是新能源跨省區(qū)配置效率有待提升，集中體現(xiàn)在價格形成機制靈活性不足；二是支撐新能源大規(guī)模送出與消納的物理支撐不夠，價格機制對調(diào)節(jié)性資源的激勵作用發(fā)揮有限。電力跨省區(qū)配置下輸電價格機制面臨的困難：1.跨省區(qū)輸電統(tǒng)一按單一電量方式執(zhí)行，難以滿足增強大范圍配置能力的需要。不同跨省區(qū)輸電工程之間存在功能差異，單一電量電價不能完全保障成本合理回收；部分線路送受兩端價格空間不足，交易達成面臨困難，輸電價格執(zhí)行方式存在優(yōu)化空間。2.跨省區(qū)輸電通道數(shù)量增加后，輸電定價和價格管理愈發(fā)復雜，利用率和成本回收面臨挑戰(zhàn)?？缡】鐓^(qū)專項工程采用“一線一價”定價方式，市場交易計算難度逐步增加（每筆交易成交后需重新計算ATC），復雜目標下（如在省間交易中綜合考慮新能源占比、通道利用等目標）優(yōu)化出清難度加大。電力跨省區(qū)配置下市場化價格形成機制面臨的困難：1.送受兩端對送電曲線和價格的分歧增加，年度合同協(xié)商困難加大。新能源大規(guī)模配置疊加省內(nèi)電價由市場化形成后，原以煤電基準價為標的的年度政府間協(xié)議方式再難適應。2.省間中長期與省間現(xiàn)貨、省間現(xiàn)貨與省內(nèi)現(xiàn)貨等價格機制銜接不足。突出表現(xiàn)在迎峰期間的省間電力支撐不夠、成本代價過高等。3.跨省區(qū)輔助服務、容量補償?shù)葯C制有待建立。遠距離輸電提供的調(diào)峰、備用等調(diào)節(jié)成本和容量支撐成本未得到足夠補償。7適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導2、健全大范圍資源優(yōu)化配置的輸配電價機制以市場化為方向，穩(wěn)妥推進能源資源大范圍靈活、高效配置。以跨省區(qū)電力資源配置為例，近期，在交易價格中逐步體現(xiàn)市場化波動因素、適時豐富市場類型與品種、探索建立輸電價格差異化執(zhí)行方式；中遠期，健全與全國統(tǒng)一電力市場體系相適應的跨省區(qū)電力交易制度，考慮采用通道打捆定價等方式進一步降低電力供應成本。專項工程探索建立兩部制輸電價格：確定電量、容量電價的三種方式。一是一步到位執(zhí)行單一容量制，電量電價僅回收輸電線損；二是按經(jīng)濟性設計電量電價（應與“基準+浮動”交易價格形成機制相銜接），剩余成本通過容量回收；三是參考區(qū)域輸電價設計，容量電價回收折舊及人工成本，電量電價回收剩余成本。同一送受端輸電電量電價應打捆核價；送端的配套交流電網(wǎng)單獨核定輸電價格?？缡^(qū)輸電價格機制建立“基準+浮動”交易價格形成機制。區(qū)分煤電、水電、新能源發(fā)電等不同類型，建立分攤分享送受兩端市場化價格波動空間的政府間中長期電力協(xié)商定價制度。加強省間電力交易價格機制銜接。適當提升省間中長期合同比例并增強執(zhí)行剛性，推動省間、省內(nèi)現(xiàn)貨限價水平趨同，強化應急調(diào)度能力。探索建設跨省區(qū)輔助服務市場。設計跨區(qū)調(diào)峰、跨區(qū)備用輔助服務機制；建立跨省區(qū)輔助服務費用分攤機制，確保成本在送受兩端公平分攤。完善可靠發(fā)電容量跨省區(qū)補償機制。加強跨省區(qū)容量補償?shù)撵`活性，并于省內(nèi)補償方式有效銜接?？缡^(qū)交易價格機制8不同電源成本變化影響分析影響因素風電與傳統(tǒng)能源相比，風電不存在碳排放等環(huán)境成本，并且可利用的風能在全球范圍內(nèi)分布廣泛、儲量巨大，成本穩(wěn)定。受生產(chǎn)工藝進步導致設備造價降低，以及技術進步提升發(fā)電設備的利用效率的共同影響，陸上風電、海上風電發(fā)電成本呈下降趨勢。但受前期成本較高的海上風電發(fā)展較快及補貼退坡影響，風電綜合度電成本先升后降?？紤]抽水蓄能電站初始投資成本與項目選址密切相關，目前優(yōu)質(zhì)站址開發(fā)較為飽和，預計抽水蓄能造價將逐步提高，后期新建項目選址經(jīng)濟性下降，初始投資成本可能將會上升。光伏抽水蓄能新型儲能由于技術進步，新型儲能單位造價成本呈下降趨勢。主要原因有：一是儲能規(guī)模擴大，逆變器、場地費用占投資比例將有所下降；二是電池管理系統(tǒng)不斷優(yōu)化，電池壽命有望提高至10年以上；三是固態(tài)電池、鈉離子電池技術取得突破，原料成本有望大幅度下降。受工藝進步導致設備造價降低，以及技術進步提升設備利用效率的共同影響，光伏發(fā)電、光熱發(fā)電度電成本呈下降趨勢。短期內(nèi)，受成本較高的光熱發(fā)電裝機規(guī)模增長及補貼退坡影響，太陽能發(fā)電綜合成本呈先漲后降趨勢。大型水電站建設規(guī)劃較少，固定成本及電量占比相對穩(wěn)定?；痣娝姾穗娛苋穗姸入姵杀据^低影響，核電綜合度電成本呈下降趨勢。中國在運核電主力機型為二代核電，遠期看，三代核電將成為新增核電的主力機型，三代核電度電成本約為0.343元/（kW·h），低于存量核電機組?？紤]存量、增量機組及利用小時數(shù)變化影響，核電度電成本將呈小幅下降趨勢?；痣姵杀沮厔莘矫?，未來組受利用小時數(shù)下降、電煤價格上漲、煤電靈活性改造等因素影響，預計煤電度電成本將持續(xù)上漲。隨著應對氣候變化日益迫切，限制煤炭成為共識，A省大力發(fā)展新型能源，以煤炭為原料的煤電也將面臨嚴峻挑戰(zhàn)。全省煤電利用小時平均值目前為4156h，預測將逐步下降，煤電度電的固定成本折價將大幅提高。調(diào)節(jié)與備用成本01主要反映為電力系統(tǒng)因調(diào)節(jié)能力不足所產(chǎn)生的成本調(diào)節(jié)性資源投入

新能源電力體系下的調(diào)節(jié)性成本是指為了平衡供需波動而進行的電力調(diào)節(jié)措施所產(chǎn)生的經(jīng)濟成本。備用性資源投入

風電、光伏等新能源大規(guī)模接入電網(wǎng)后，為確保系統(tǒng)供電可靠性,需要保有的額外備用或儲能設施的成本。高比例新能源接入將會增加電網(wǎng)調(diào)節(jié)與備用、配網(wǎng)投資、電網(wǎng)運維等成本。可再生能源的不穩(wěn)定性

新能源電力受天氣和季節(jié)變化的影響，能源供應具有不穩(wěn)定性，負荷預測難度大，需要進行更精確和靈活的電力調(diào)度，以平衡供需之間的差距。原因1新能源體系下調(diào)節(jié)性成本變化的原因：新能源的發(fā)電規(guī)模和分布

相比傳統(tǒng)發(fā)電方式，新能源電力的發(fā)電規(guī)模較小、分布較廣，且多遠離負荷中心，增加了調(diào)度復雜性。原因2電網(wǎng)的靈活性和容量要求高

新能源電力的發(fā)電特性與用電負荷特性匹配度差，增加了系統(tǒng)調(diào)峰壓力，對電網(wǎng)靈活性和容量的要求高。原因3機械儲能：將電能以各種形式的機械能存儲起來。抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等都是常見的機械儲能形式。技術1新能源體系下常見的儲能技術：電化學儲能：將電能轉化為化學能并在需要時釋放達到儲能的效果，如鉛蓄電池、鈉硫電池、鋰離子電池等。技術3熱儲能：以儲熱材料為媒介，在低電價時段，通過加熱裝置將電能轉換成熱能儲存于儲熱材料中，在峰電時段通過加熱蒸汽推動渦輪機等方式運用熱能進行發(fā)電。技術5電磁儲能：無需對電能進行能量形式的轉換，直接將電能存儲在電場或磁場中，如超導儲能，超級電容器儲能。技術2氫儲能：將水電解得到的氫氣儲存起來，當需要電能時將儲存的氫氣通過燃料電池或其他方式轉換為電能輸送上網(wǎng)。技術4新能源發(fā)展對網(wǎng)側成本的影響配網(wǎng)投資成本02新能源接入后配電網(wǎng)進行設備投入、設施建設所產(chǎn)生的成本新能源發(fā)展對網(wǎng)側成本的影響高比例新能源接入將會增加電網(wǎng)調(diào)節(jié)與備用、配網(wǎng)投資、電網(wǎng)運維等成本。基礎建設工程增加

在新能源大規(guī)模接入電網(wǎng)時，需要建設更多的輸電線路和變電站，以及更多的新能源設備和新型電力電子設備，以便從分散的新能源發(fā)電站點將電能輸送到消費地點。智能化建設需求提高

在分布式電源等多樣終端接入配電網(wǎng)、用戶與電網(wǎng)供需互動加深的背景下，對配電網(wǎng)智能化水平需要進一步提高，以促進電力電量分層分級分群平衡。信息化建設需求提高

新能源接入使電網(wǎng)控制更為復雜，需要信息化技術支持其正常運行。新型技術的引入

新能源并網(wǎng)需要電網(wǎng)拓撲優(yōu)化、智能電網(wǎng)等新技術來提升配電網(wǎng)的智能化和信息化水平，以平衡電網(wǎng)。電網(wǎng)運維成本03電網(wǎng)運營、維護等所產(chǎn)生的成本日常運維工作增加

由于新能源電力的分布式地域特征，為了確保供電的穩(wěn)定性，需要投入更多的運營和維護資源來管理和調(diào)度新能源的接入和分布。新型電力設備的投入

新型電力設備在傳統(tǒng)電網(wǎng)中運行時間較短、應用范圍相對較小，尚未形成一套經(jīng)過大量實踐檢驗的、成熟的運維方法，為電網(wǎng)日常運維工作帶來了新的挑戰(zhàn)。運維工作趨向數(shù)字化和智能化

將數(shù)字化技術與設備運行維護業(yè)務的結合，運維團隊需要更先進、可靠的傳感技術及數(shù)字孿生技術，對電力設備運行進行仿真模擬以實現(xiàn)電力設備的智能維護。調(diào)度管理系統(tǒng)升級

新能源電力的波動性使得電力調(diào)度和能量管理變得更加復雜，需要開發(fā)更先進的調(diào)度和管理系統(tǒng)。網(wǎng)側成本與其計量模型關系總覽新

能

源

接

入調(diào)節(jié)與備用成本配網(wǎng)投資成本電網(wǎng)運維成本調(diào)節(jié)性資源投入備用性資源投入基礎建設工程增加智能化建設需求提高信息化建設需求提高新型技術的引入日常運維工作增加新型電力設備的投入運維工作趨向數(shù)字化和智能化調(diào)度管理系統(tǒng)升級調(diào)節(jié)與備用成本模型*按年限折舊計入輸配電成本電網(wǎng)運維成本模型*按年度計入輸配電成本配網(wǎng)投資成本模型*按年限折舊計入輸配電成本系

統(tǒng)

運

行

費成本大類分解資源投入網(wǎng)側成本模型3、促進多形態(tài)電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展的輸配電價機制微電網(wǎng)定義微電網(wǎng)是由分布式發(fā)電、用電負荷、監(jiān)控、保護和自動化裝置等組成（必要時含儲能裝置），是一個能夠?qū)崿F(xiàn)內(nèi)部電力電量基本平衡的小型供用電系統(tǒng)。微電網(wǎng)分為并網(wǎng)型微電網(wǎng)和獨立型微電網(wǎng)。（現(xiàn)行國家標準GB/T33589-2017、GB/T51341-2018等）微電網(wǎng)基本特征微型清潔自治友好（推進并網(wǎng)型微電網(wǎng)建設試行辦法）分布式發(fā)電定義是指在用戶所在場地或附近建設安裝、運行方式以用戶端自發(fā)自用為主、多余電量上網(wǎng)，且在配電網(wǎng)系統(tǒng)平衡調(diào)節(jié)為特征的發(fā)電設施或有電力輸出的能量綜合梯級利用多聯(lián)供設施。（分布式發(fā)電管理暫行辦法）分布式發(fā)電原則因地制宜清潔高效分散布局就近利用（分布式發(fā)電管理暫行辦法）新型電力系統(tǒng)最重要的任務之一是解決新能源發(fā)電“碎片化”接入形成的穩(wěn)定性和消納問題。分布式電源是新能源接入的重要形式，而微電網(wǎng)作為一種先進的技術手段、電網(wǎng)形成和管理模式，通過結合分布式發(fā)電、儲能裝置、智能配電系統(tǒng)等，具備一定的電力電量平衡能力，成為促進新能源消納、提高能源利用效率、降低用能成本的有效方式，對構建新型電力系統(tǒng)具有重要意義。我國公開數(shù)據(jù)可統(tǒng)計的微電網(wǎng)項目有185個，總裝機容量不足100萬千瓦，包括以示范工程為主的并網(wǎng)型71個、以高海拔、海島、邊遠地區(qū)、無電地區(qū)為主的獨立型114個。（1）分布式電源、微電網(wǎng)是新型電力系統(tǒng)的重要組成部分適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導133、促進多形態(tài)電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展的輸配電價機制（1）分布式電源、微電網(wǎng)是新型電力系統(tǒng)的重要組成部分（續(xù)）我國較早就出臺了一系列政策支持分布式電源發(fā)展。2007年，我國推出金太陽工程及光電建筑應用示范工程，分布式光伏發(fā)展正式啟動。2013年，我國明確對分布式光伏發(fā)電項目免收系統(tǒng)備用費。2014年起，集中式電站補貼退坡，但分布式光伏補貼標準保持基本穩(wěn)定。目前，部分地區(qū)戶用分布式光伏尚保留一定補貼。歐美等電力市場發(fā)達的國家基于不同的交易技術建立了多個分布式能源交易試點平臺，包括三種交易模型：對等（peer-to-peer，P2P）模型、微電網(wǎng)交易模型和虛擬電廠模型。“十三五”期間我國光伏裝機年均增速達43%，其中分布式光伏年均增速達72.6%。2020年，我國分布式光伏累計裝機7831萬千瓦、占太陽能發(fā)電總裝機的31%。P2P交易模型微電網(wǎng)交易模型虛擬電廠交易模型2021年6月，為促進“碳達峰、碳中和”發(fā)展，國家能源局印發(fā)通知，擬在全國組織開展整縣（市、區(qū)）推進屋頂分布式光伏開發(fā)試點工作。適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導143、促進多形態(tài)電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展的輸配電價機制（1）分布式電源、微電網(wǎng)是新型電力系統(tǒng)的重要組成部分（續(xù)）適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導近年來，國家先后出臺一系列政策支持微電網(wǎng)發(fā)展。2015年印發(fā)《關于推進新能源微電網(wǎng)示范項目建設的指導意見》，開始從國家層面推動新能源微電網(wǎng)發(fā)展，2017年印發(fā)《推進并網(wǎng)型微電網(wǎng)建設試行辦法》和《關于新能源微電網(wǎng)示范項目名單的通知》，將微電網(wǎng)定位為配售側向社會主體開放的一種具體方式，并可作為擁有配電網(wǎng)經(jīng)營權的售電公司開展售電業(yè)務。微電網(wǎng)在促進分布式新能源消納、提升電力普遍服務水平、保障個性化用能需求、提升能源綜合利用效率等方面，將更好地發(fā)揮自身優(yōu)勢和獨特作用，共同支撐構建新型電力系統(tǒng)，推動能源轉型升級。有利于促進分布式新能源消納：對內(nèi)通過“源網(wǎng)荷儲”集成管理和協(xié)調(diào)互動實現(xiàn)自律自治，對外作為獨立可控單元參與市場化交易和接受電網(wǎng)調(diào)度，能夠提升分布式新能源消納水平。有利于提升電力普遍服務水平：微電網(wǎng)就地集成“源網(wǎng)荷儲”全部要素，具備電力供需自我平衡的能力，能夠充分利用當?shù)靥柲?、風能等可再生資源，就近滿足負荷需求，有效解決“高海邊無”等偏遠地區(qū)用電問題。有利于保障個性化用能需求：微電網(wǎng)內(nèi)部可融合多種分布式電源和儲能裝置，通過調(diào)節(jié)發(fā)揮功率支撐、有源濾波等功能，達到提高電能質(zhì)量的目的；并可采用多種技術形態(tài)，具有因地制宜、個性化定制的顯著優(yōu)勢。有利于提升能源綜合利用效率：微電網(wǎng)通過開發(fā)利用本地分布式資源，可兼顧提供冷、熱等多種能源品種，實現(xiàn)多種能源、多種用能形式在時間、空間的匹配和融合，有效提高能源綜合利用效率。153、促進多形態(tài)電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展的輸配電價機制（2）分布式電源、微電網(wǎng)發(fā)展對電網(wǎng)發(fā)展的影響適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導分布式電源占地分散、投資較小，能夠就地獨立向用戶提供有功功率，必要時還可向用戶補償無功功率，減少了大容量遠距離高電壓輸電線建設，也減少了高壓輸電線的電磁污染以及大規(guī)模供電事故的發(fā)生。但是分布式電源的接入，將電網(wǎng)由單電源輻射網(wǎng)絡結構變成多源網(wǎng)絡結構，改變了傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的運行模式，因此會對電網(wǎng)產(chǎn)生包括電網(wǎng)規(guī)劃、電能質(zhì)量、安全供電等多方面影響。分布式電源的位置、容量及負荷不確定，突破了傳統(tǒng)規(guī)劃方式，給電網(wǎng)系統(tǒng)的負荷預測和規(guī)劃帶來許多未知因素。系統(tǒng)增加大量分布式電源節(jié)點，使得在所有可能網(wǎng)絡結構中尋找最優(yōu)網(wǎng)絡布置方案更加困難。分布式投資以私營經(jīng)濟為主，重視經(jīng)濟利益而忽視遠景規(guī)劃，從而失去電網(wǎng)規(guī)劃的參考價值。對電網(wǎng)規(guī)劃的影響分布式電源接入不僅改變了電壓的分布，其功率隨機變化還會影響與當?shù)刎摵傻膮f(xié)調(diào)運行，從而導致電壓幅值無法滿足設備正常運行要求，影響用電體驗。分布式電源中所采用的大量的電力電子設備，作為諧波干擾的主要諧波源，在不同的接入條件下，可能會造成不同程度的諧波畸變，影響供電質(zhì)量。對電能質(zhì)量的影響當檢修人員停電檢修時，若并網(wǎng)分布式電源的逆變器仍繼續(xù)供電，檢修人員可能有觸電風險。當因電網(wǎng)故障造成停電時，若并網(wǎng)逆變器非計劃性供電，一旦電網(wǎng)解除故障恢復供電，繼電保護裝置可能產(chǎn)生誤動作，存在事故停電范圍擴大的風險。對安全供電的影響163、促進多形態(tài)電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展的輸配電價機制（2）分布式電源、微電網(wǎng)發(fā)展對電網(wǎng)發(fā)展的影響（續(xù)）適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導微電網(wǎng)作為規(guī)?；植际叫履茉唇尤腚娋W(wǎng)和高效消納的有效手段，對電網(wǎng)的影響總體可控、利大于弊，具備大規(guī)模推廣應用的可行性。電網(wǎng)調(diào)控運行電能安全供應電能傳輸格局電網(wǎng)功能定位電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力可離網(wǎng)運行。大電網(wǎng)故障或極端災害時，微電網(wǎng)可自動切換到離網(wǎng)運行模式，對網(wǎng)內(nèi)重要負荷不間斷供電，有利于提升系統(tǒng)供電可靠性。具備靈活調(diào)節(jié)能力。能夠緩解由于分布式新能源發(fā)電功率倒送帶來的電網(wǎng)設備反向重過載問題。形成電能質(zhì)量問題。規(guī)?；㈦娋W(wǎng)發(fā)展導致電力電子設備大量接入，可能會帶來電壓波動、諧波污染等問題。形成大電網(wǎng)為主、微電網(wǎng)補充的電能傳輸格局。微電網(wǎng)的規(guī)?；l(fā)展，推動電力系統(tǒng)由“源荷”平衡向“源荷儲”多主體平衡轉變，局部電網(wǎng)實現(xiàn)“電從遠方來”向“電從身邊來”轉變。推動大電網(wǎng)向平臺功能轉變。微電網(wǎng)規(guī)?；l(fā)展后，局部電網(wǎng)的功能定位從對用戶直接供電向?qū)ξ㈦娋W(wǎng)提供備用服務轉變。有效響應大電網(wǎng)調(diào)控需求。微電網(wǎng)的自平衡、自管理、自調(diào)節(jié)能力，可將無調(diào)節(jié)能力的分布式新能源與儲能、需求側響應就近聚合為可控單元。提升系統(tǒng)運行經(jīng)濟性。微電網(wǎng)可響應大電網(wǎng)調(diào)控需求，輔助平滑負荷曲線、削峰填谷，進一步提高了電網(wǎng)設備利用率。173、促進多形態(tài)電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展的輸配電價機制（3）分布式電源、微電網(wǎng)發(fā)展在電網(wǎng)經(jīng)營層面的問題適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導分布式電源和微電網(wǎng)發(fā)展將改變大電網(wǎng)的網(wǎng)絡形態(tài)，要求加大智能配電系統(tǒng)技術升級有關投資，確保多形態(tài)電網(wǎng)協(xié)調(diào)運作，保障供電可靠性。但經(jīng)濟層面，需研究處理的問題還比較復雜：一是配電升級新增投資成本要通過合適的方式向終端足額回收；二是大電網(wǎng)對分布式電源及微電網(wǎng)的安全備用成本面臨公平疏導，三是社會責任成本還應向相關主體科學分解承擔。對健全輸配電價體系、創(chuàng)新電價機制提出了要求。微電網(wǎng)結構示意圖分布式光伏自發(fā)自用物理連接示意圖輸配電價體系示意圖光伏組件逆變器配電箱接網(wǎng)電表自用電表電網(wǎng)用戶負載183、促進多形態(tài)電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展的輸配電價機制（3）分布式電源、微電網(wǎng)發(fā)展在電網(wǎng)經(jīng)營層面的問題（續(xù)）適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導安全備用成本方面。2017年出臺的《推進并網(wǎng)型微電網(wǎng)建設試行辦法》要求“省級價格主管部門應研究新型備用容量定價機制，由微電網(wǎng)運營主體根據(jù)微電網(wǎng)自平衡情況自主申報備用容量，統(tǒng)一繳納相應的備用容量費用”。未形成針對分布式電源的備用容量費用機制。以風、光發(fā)電為主，間歇性、隨機性、波動性強，在不配置儲能條件下自發(fā)自用，無法提供有效發(fā)電容量，一方面要求大電網(wǎng)輸送足夠的電力電量給予支持，另一方面還要求大電網(wǎng)留足通道容量。但我國尚未對分布式電源實施類似于自備電廠系統(tǒng)備用費征收制度，與接入成本類似，特定主體產(chǎn)生的電網(wǎng)安全備用成本如果由所有用戶負擔，就存在公平負擔問題。微電網(wǎng)備用容量政策難落實。盡管政策提出了向微網(wǎng)主體收取備用容量費的政策，但沒有形成現(xiàn)實標準，難以落地操作；同時，如何界定微電網(wǎng)自平衡能力以合理減免備用容量費也存在困難。微電網(wǎng)安全備用成本還涉及承擔主體問題。例如，微電網(wǎng)下有獨立分布式電源的情況，與微電網(wǎng)下的用戶有自發(fā)自用分布式電源的情況就完全不同，在責任劃分、清分結算方面差異較大，加大了機制設計難度。用戶獨立電源微電網(wǎng)A自平衡微電網(wǎng)B用戶自發(fā)自用電源自身負荷他人負荷自平衡微網(wǎng)自平衡能力來源示意圖193、促進多形態(tài)電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展的輸配電價機制（3）分布式電源、微電網(wǎng)發(fā)展在電網(wǎng)經(jīng)營層面的問題（續(xù)）適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導電價交叉補貼和政府性基金及附加方面?！锻七M并網(wǎng)型微電網(wǎng)建設試行辦法》也明確提出“微電網(wǎng)應公平承擔社會責任，交易電量按政府規(guī)定標準繳納政府性基金和政策性交叉補貼”?！蛾P于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》明確電網(wǎng)按“過網(wǎng)費”回收輸配電成本，“過網(wǎng)費”含所涉電壓等級交叉補貼。分布式電源發(fā)展將減少交叉補貼來源。隨著就近交易規(guī)模將擴大，一方面過網(wǎng)電量減小將限制工商業(yè)用戶提供的交叉補貼規(guī)模，形成電網(wǎng)墊付壓力；另一方面按“過網(wǎng)費”開展“隔墻售電”交易，也會損失交易電量中高電壓等級輸配電價的度電交叉補貼。兩種情況都產(chǎn)生公平性問題。微電網(wǎng)用戶構成不同，對交叉補貼的影響不同。內(nèi)部交易無需向大電網(wǎng)支付輸配電價、政府性基金和政策性交叉補貼；與外部通過電力市場交易，需承擔輸配電價、政府性基金和政策性交叉補貼。因此可能存在公平負擔問題，但取決于微電網(wǎng)的用戶構成。全國電價交叉補貼203、促進多形態(tài)電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展的輸配電價機制（4）多措并舉適應多形態(tài)電網(wǎng)發(fā)展的挑戰(zhàn)：①接入問題適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導一是在當前階段，應將服務分布式、微電網(wǎng)接入的電網(wǎng)投資，納入政策性重大投資認定范圍；考慮適時調(diào)整按電量核定投資政策，如推行分類核定機制。效率指標面向未來功能，提煉電網(wǎng)投資的需求本質(zhì)，據(jù)此分類設計效率指標分類核定將按電量增速約束電網(wǎng)投資的機制，調(diào)整為依據(jù)不同效率指標分類核定投資規(guī)模研發(fā)支持為研發(fā)電網(wǎng)減排技術提供專項資金支持，作為核定投資組成部分單獨列示投資的需求本質(zhì)置換退役報廢設備（最低投資需要）滿足電力、電量增長（與新增負荷相關投資）滿足新能源接網(wǎng)與大范圍配置（與“雙碳”直接相關投資）保持可靠性、提升智能化（與“雙碳”間接相關投資）分類效率指標置換性投資成本的節(jié)約程度與最高負荷、電量增速的契合程度與新能源發(fā)展規(guī)劃的銜接程度與可靠性、智能化目標的匹配程度分類核定投資規(guī)模置換性投資：考慮技術進步因素，在總需求基礎上打折核定負荷相關投資：綜合電力、電量需求，剔除“國家政策性重大投資”后約束核定新能源接網(wǎng)與配置投資：考慮新能源發(fā)展規(guī)劃，經(jīng)研判核定可靠性與配網(wǎng)智能化投資：考慮可靠性、智能化發(fā)展需求，經(jīng)研判核定專項資金支持促進源網(wǎng)荷儲一體化調(diào)度、提高電能質(zhì)量、提升負荷預測能力等213、促進多形態(tài)電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展的輸配電價機制（4）多措并舉適應多形態(tài)電網(wǎng)發(fā)展的挑戰(zhàn)：①接入問題（續(xù)）適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導二是在中遠期，可參考國際經(jīng)驗，針對電源側（含微網(wǎng)）出臺接入價政策，公平合理分擔輸配電成本。定價原則：既反映成本又體現(xiàn)收益、規(guī)則簡單透明、與市場發(fā)展及減排要求相適應；模式選擇：深接入價存在投資界定難度，同時加大了新能源成本負擔，因此選擇淺接入價模式更具可行性；執(zhí)行方式：可在接入時一次性收取，也可按“成本+收益”方式確定每年接入費用分年收?。话l(fā)電企業(yè)自建移交的接入資產(chǎn)，應從由共用網(wǎng)絡承擔運維成本向由發(fā)電企業(yè)承擔轉變。接入價是電網(wǎng)企業(yè)為電源企業(yè)和電力用戶提供接入網(wǎng)絡服務的價格，主要用于電網(wǎng)企業(yè)投入的專用接入工程投資及運維成本回收。淺接入價指僅收取直接連接設備費用，其余接入成本通過共用網(wǎng)絡價格收回；深接入價是指除直接連接設備費用外，還收取部分或部因接入而導致的系統(tǒng)成本。英國、美國加州與得州等執(zhí)行淺接入價方式，澳大利亞、德國等執(zhí)行深接入價。接入成本成本回收方式實踐應用深接入成本僅通過共用網(wǎng)絡輸配電價回收電網(wǎng)擴容、技術改造成本納入共用網(wǎng)絡輸配電價回收淺接入成本發(fā)電企業(yè)、電力用戶自行負擔發(fā)電企業(yè)、電力用戶可選擇自建后移交通過接入價回收（即淺接入價）由電網(wǎng)企業(yè)投資建設，成本按接入價回收223、促進多形態(tài)電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展的輸配電價機制（4）多措并舉適應多形態(tài)電網(wǎng)發(fā)展的挑戰(zhàn)：②備用問題適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導一是針對分布式自發(fā)自用主體，制定系統(tǒng)備用費機制，并研究落實針對微電網(wǎng)的備用容量收費政策。明確以“誰受益、誰承擔”為原則，對新增的分布式自發(fā)自用主體，要求自主申報電網(wǎng)備用容量需求，并按需收費。規(guī)范執(zhí)行微電網(wǎng)備用容量費政策，形成對微電網(wǎng)自平衡能力的統(tǒng)一界定，支持微電網(wǎng)發(fā)展。加強電網(wǎng)企業(yè)內(nèi)部成本分功能、分時段精細化管理，逐步采用峰荷責任法將安全備用總成本向分布式自發(fā)自用主體和微電網(wǎng)準確分攤。國外電網(wǎng)應對分布式發(fā)電：大范圍采用兩部制輸配電價，對成本責任明確的線路收取接網(wǎng)費；將計量方式從“凈表計”（Netmetering）升級為“凈購買”（Netpurchasing），不再使上網(wǎng)和下網(wǎng)電量簡單抵消。適應我國分布式快速發(fā)展的安全備用價格機制設計：對于專用線路，依據(jù)“誰受益、誰承擔”原則，對能明確識別受益者的線路區(qū)別處理。對于存量用戶，擴大兩部制電價適用范圍。使電網(wǎng)價格結構更加符合電網(wǎng)的成本結構，避免電網(wǎng)企業(yè)的固定成本無法回收。對于新增用戶，要求自主申報最大接網(wǎng)容量，實際需量超過申報容量部分收取懲罰性價格。準確分攤安全備用成本：通過峰荷占比等指標推算用戶或微電網(wǎng)的峰荷責任，通過潮流計算對用戶“淺接入”和“深接入”成本進行深入分析，建立科學、合理、精準的網(wǎng)絡安全備用價格機制。233、促進多形態(tài)電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展的輸配電價機制（4）多措并舉適應多形態(tài)電網(wǎng)發(fā)展的挑戰(zhàn)：②備用問題（續(xù)）適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導二是深入微電網(wǎng)各類場景，明確安全備用成本承擔主體，建立與大電網(wǎng)清晰結算機制。區(qū)分微電網(wǎng)內(nèi)部是否有獨立電源、用戶是否有“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”分布式、用戶電價執(zhí)行方式（兩部制/單一制）等，明確微電網(wǎng)“源-核”結構特征。對于通過內(nèi)部獨立電源形成自平衡能力的，明確由微電網(wǎng)承擔安全備用費，直接與大電網(wǎng)形成費用結算關系；對于通過用戶分布式電源形成自平衡能力的，明確由用戶承擔安全備用費，用戶先與微電網(wǎng)形成結算關系，微電網(wǎng)再向大電網(wǎng)支付；兩種情況兼具時，具體問題具體分析。對于微電網(wǎng)中執(zhí)行兩部制電價用戶（含大工業(yè)和315kVA以上的部分一般工商業(yè)），建立基本電費與安全備用費用平衡機制；對于微電網(wǎng)中執(zhí)行單一制電價用戶，探索建立科學的安全備用費支付標準。依靠獨立電源自平衡依靠戶用分布式自平衡兩部制用戶單一制用戶備用費機制將微電網(wǎng)視為一個主體，承擔安全備用費安全備用費與基本電費相互平衡研究形成安全備用費支付標準243、促進多形態(tài)電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展的輸配電價機制（4）多措并舉適應多形態(tài)電網(wǎng)發(fā)展的挑戰(zhàn)：③交叉補貼問題適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導逐步向?qū)Ψ植际骄徒灰缀蛯ξ㈦娋W(wǎng)自平衡電量收取電價交叉補貼，轉付大電網(wǎng)的方向過渡。在設計分布式電源就近消納交易機制時，考慮公平性問題，明確交易電量按各地標準對工商業(yè)主體收取交叉補貼。除對微電網(wǎng)交易電量收取交叉補貼外，明確對微電網(wǎng)自平衡電量也收取交叉補貼：由微電網(wǎng)在區(qū)域內(nèi)根據(jù)用戶結構平衡收支后，凈余額向大電網(wǎng)轉付。25二一第三監(jiān)管周期輸配電價機制三儲能在新型電力系統(tǒng)中的成本補償機制目錄26適應新型電力系統(tǒng)輸配電價機制與成本疏導一是快速擴張的產(chǎn)能和國際競爭環(huán)境加劇的矛盾。我國儲能產(chǎn)業(yè)快速擴張，受國際市場本土保護等影響，市場競爭加劇，亟需盡快實現(xiàn)技術突破，降低成本，搶占國際戰(zhàn)略新高地；二是新型儲能的天然市場化屬性和我國電力市場建設進程的矛盾。一方面，新型儲能呈現(xiàn)技術多樣性且進步迅速、普遍建設周期短、部分技術選址布局靈活等特點，可對市場做出及時且有效的反應，是一種非常適合以市場化機制引導的產(chǎn)業(yè)。從國外經(jīng)驗看，新型儲能通過市場機制實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。另一方面，當前我國電力市場的建設還不完善，現(xiàn)階段電力市場還未能充分體現(xiàn)儲能功能作用的價值。儲能在新型電力系統(tǒng)中的成本補償機制當前我國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展和成本補償面臨的主要問題和矛盾亟待破解27三是新型儲能技術發(fā)展階段與政府補貼性政策的矛盾。一方面，現(xiàn)階段新型儲能技術仍處于快速發(fā)展階段尚未成熟，儲能成本下降和技術提升的速度存在不確定性，低成本、長時儲能是提高電網(wǎng)效率和安全性的關鍵，但其技術尚未取得關鍵性突破。另一方面，政府補貼性政策或政府定價政策需綜合考慮多方面因素，普遍存在一定的滯后性，處理不慎容易造成巨額的資金缺口，如可再生能源電價附加資金缺口達3000多億，此外受疫情等因素影響，近年來中央和地方財政支出增長迅猛，各地財政壓力較大，部分地區(qū)政府財力出現(xiàn)不足等問題。儲能在新型電力系統(tǒng)中的成本補償機制當前我國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展和成本補償面臨四大問題和矛盾亟待破解28電量效益：容量效益：環(huán)境效益：綜合儲能效益：例：抽水蓄能調(diào)峰效益比較儲能效益比較研究基礎29抽水蓄能調(diào)峰效益比較儲能效益比較30項目抽水蓄能壓縮空氣電池儲能鉛酸電池鈉硫電池液流電池鋰離子電池節(jié)約煤耗/（萬t·年-1）28.8015.3630.7232.6426.8834.56煤耗成本/（億元·年-1）2.301.232.462.612.152.76儲能效益/（億元·年-1）2.301.232.462.612.152.76項目抽水蓄能壓縮空氣電池儲能鉛酸電池鈉硫電池液流電池鋰離子電池節(jié)約煤耗/（萬t·年-1）28.8015.3630.7232.6426.8834.56煤耗成本/（億元·年-1）2.301.232.462.612.152.76火電投資/億元212121212121維護費/（億元·年-1）0.630.630.630.630.630.63儲能效益/（億元·年-1）4.703.634.865.014.555.16項目抽水蓄能壓縮空氣電池儲能鉛酸電池鈉硫電池液流電池鋰離子電池節(jié)約煤耗/（萬t·年-1）28.8015.3630.7232.6426.8834.56煤耗成本/（億元·年-1）2.301.232.462.612.152.76火電投資/億元424242424242維護費/（億元·年-1）1.261.261.261.261.261.26儲能效益/（億元·年-1）7.106.037.257.416.957.56情景A（儲能容量效益為0）情景B（儲能容量效益為50%）情景B（儲能容量效益為100%）9.2新型儲能技術的經(jīng)濟性比較31項目抽水蓄能壓縮空氣電池儲能鉛酸電池鈉硫電池液流電池鋰離子電池情景A0.280.140.020.030.040.06情景B0.560.410.050.060.00.12情景C0.850.680.070.080.120.18儲能效益系數(shù)1）采用全生命周期方法研究了不同類型的儲能的效益，從全社會和國民經(jīng)濟的角度來看，儲能的效益主要包括能量節(jié)約效益、容量替代效益和環(huán)境效益。按照目前的儲能成本，不足以彌補儲能高昂的投資成本，儲能的效益系數(shù)均遠小于1，儲能經(jīng)濟性較差。2）從各類儲能的經(jīng)濟性排序來看，抽蓄電站的效益系數(shù)最大，壓縮空氣次之，電池類儲能效益系數(shù)最小，其中電池類儲能中效益系數(shù)由高至低依次為鋰離子電池、液流電池、鈉硫電池和鉛酸電池。抽水蓄能調(diào)峰效益比較市場發(fā)展初期———兩部制電價機制在市場發(fā)展初期，輔助服務市場還未成熟．抽水蓄能機組存在20%～25%發(fā)電損耗，其在市場的上網(wǎng)電價需比抽水電價高至少1/3才能收回成本，價值存在電價波動風險，限制了電能量市場的獲利空間。兩部制電價機制通過政府定價方式保證容量效益，彌補了輔助服務市場缺失，適合這個階段的市場環(huán)境。633號文件對兩部制電價進一步完善，如圖5-2所示，在實行現(xiàn)貨市場的地方，電量電價按照現(xiàn)貨市場的價格和規(guī)則結算；容量電價通過成本監(jiān)審后的激勵性定價。32現(xiàn)行抽蓄電價完善建議不同市場階段價格形成機制設計市場發(fā)展中期———“固定收入＋變動競價”機制在市場發(fā)展中期，輔助服務市場和相應機制基本健全，但是市場份額不大，市場活躍度不高。從國外的經(jīng)驗來看，初期的輔助服務價格普遍較低。抽蓄電站在市場中的收益相較之前的兩部制電價而言有較大縮減，給電站經(jīng)營帶來困難?！肮潭ㄊ杖耄儎痈們r”機制能夠?qū)崿F(xiàn)管制階段向完全市場化階段的良好過渡，如圖5-3所示，固定收入保障了抽蓄電站的基本收益，變動競價激勵抽蓄電站參與市場，逐漸適應市場規(guī)則。33現(xiàn)行抽蓄電價完善建議不同市場階段價格形成機制設計市場發(fā)展成熟期———完全市場化機制在市場發(fā)展成熟期，交易品種健全，市場規(guī)則也基本完善，市場化價格形成機制如圖所示。無功和黑啟動輔助服務一般采用中長期市場中簽訂合約的形式，通過合約電價結算收益，電能量市場通過各時段的現(xiàn)貨市場交易電價進行結算，利用峰谷價差進行收益。34現(xiàn)行抽蓄電價完善建議不同市場階段價格形成機制設計新投產(chǎn)電站容量電費存在問題：533號文件明確了全國48家抽水蓄能電站容量電價，其中包括17家擬在2025年前投產(chǎn)電站的臨時容量電價，526號文明確了核價抽水蓄能電站容量電費隨同輸配電成本疏導規(guī)模，533號和526號文件為電站投產(chǎn)后及時取得收入、補償成本提供了政策保障。為落實國家加快推進重大項目建設部署，部分電站的投產(chǎn)時間較核價預計投產(chǎn)時間有所提前，新投產(chǎn)電站提前投產(chǎn)時的容量電費缺少政策保障。完善建議：核定新投產(chǎn)電站容量電價，并明確新投產(chǎn)電站容量電費疏導規(guī)則，根據(jù)電站最新投產(chǎn)時間據(jù)實結算，實時疏導容量電費，確保電站投產(chǎn)后即可結算電費，激勵電站早投快投，服務電力系統(tǒng)安全高質(zhì)量運行。35現(xiàn)行抽蓄電價完善建議

核價機制的主要問題與解決措施經(jīng)營期存在問題：抽水蓄能容量電價按經(jīng)營期定價法核定，即基于彌補成本、合理收益原則，按照資本金內(nèi)部收益率對電站經(jīng)營期內(nèi)年度凈現(xiàn)金流進行折現(xiàn)，以實現(xiàn)整個經(jīng)營期現(xiàn)金流收支平衡為目標，核定容量電價。因此經(jīng)營期定價法在定價階段已經(jīng)充分考慮了抽蓄電站全周期平均成本和收益水平，并在此基礎上確定歷年平均收入。完善建議：由于經(jīng)營期電價具有長期性特征，可以對已核定的正式電價進行周期性價格檢查，如無價格機制修訂或電站資產(chǎn)成本重大變動，不調(diào)整相關電站容量電價。36現(xiàn)行抽蓄電價完善建議

核價機制的主要問題與解決措施37完善抽水蓄能成本疏導及分攤機制抽蓄電站成本分攤現(xiàn)狀《國家發(fā)展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》中明確提出：今后一段時期，加快發(fā)展抽水蓄能電站，是提升電力系統(tǒng)靈活性、經(jīng)濟性和安全性的重要方式，是構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的迫切要求，對保障電力供應、確保電網(wǎng)安全、促進新能源消納、推動能源綠色低碳轉型具有重要意義?，F(xiàn)階段，要堅持以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發(fā)展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場，著力提升電價形成機制的科學性、操作性和有效性，充分發(fā)揮電價信號作用，調(diào)動各方面積極性，為抽水蓄能電站加快發(fā)展、充分發(fā)揮綜合效益創(chuàng)造更加有利的條件。為保證抽水蓄能電站的經(jīng)濟性，抽水蓄能容量電費在各省間的成本分攤方式，應結合市場機制的建設，分階段考慮：初期階段：市場尚未成熟時期，應加強區(qū)域輔助服務市場建設，逐步擴大調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務市場主體范圍，允許區(qū)域內(nèi)抽水蓄能電站參與調(diào)峰、調(diào)頻市場。過渡階段及成熟階段：加快省間電力市場建設，逐步將現(xiàn)行省間調(diào)峰市場納入省間電力現(xiàn)貨交易市場，逐步建立省間備用容量市場，可通過市場機制，進一步明確抽水蓄能在各省功能責任比例，進而明確容量電費分攤比例。這種全生命周期的成本評價方法不僅適用于抽蓄電站的分析，也適用于其他儲能類型的成本評估。不同電站的差異主要在于自身容量屬性和充電性能以及所在市場環(huán)境的電量電價。38完善抽水蓄能成本疏導及分攤機制

抽蓄電站全生命周期成本抽蓄電站提供服務的成本疏導路徑:市場發(fā)展初期———政府定價路徑兩部制電價機制下，電量損耗成本能夠通過上網(wǎng)電價回收，容量電費需要按照成本疏導的原則借助政府定價納入輸配電價回收，具體的成本資金流動情況如圖所示。但是這種成本回收方式無法對部分輔助服務體現(xiàn)的效益按照受益主體不同進行細分補償，核定方式難以動態(tài)跟蹤成本變化。398.完善抽水蓄能成本疏導及分攤機制8.3不同市場階段成本疏導機制設計市場發(fā)展中期———政府定價協(xié)同市場路徑在中期過渡階段采用以政府定價疏導路徑為主、市場疏導路徑為輔的成本疏導手段。固定收入部分由電網(wǎng)企業(yè)在上網(wǎng)電價中代收，電網(wǎng)分攤部分納入輸配電價準許成本回收；用戶分攤部分可專門設立“系統(tǒng)安全基金”，作為政府性基金及附加由電網(wǎng)企業(yè)代收，或者納入輸配電價一并回收。變動競價是固定收入核定容量外的剩余容量通過參與電能量市場和輔助服務市場疏導至用戶和發(fā)電側的一種機制，具體的成本資金流動情況如圖所示:408.完善抽水蓄能成本疏導及分攤機制8.3不同市場階段成本疏導機制設計市場發(fā)展成熟期———市場路徑在市場發(fā)展成熟期，通過市場路徑抽水蓄能的電量成本和容量成本一方面可通過銷售電價由用戶承擔，另一方面可通過發(fā)電企業(yè)購買輔助服務實現(xiàn)分攤，解決了傳統(tǒng)的靜態(tài)方式中核算各機組提供輔助服務的容量成本偏差問題，具體的成本資金流動情況如圖所示:418.完善抽水蓄能成本疏導及分攤機制8.3不同市場階段成本疏導機制設計（1）配套電網(wǎng)運行的抽蓄電站具有公共品的定位與屬性抽水蓄能是電力系統(tǒng)的主要調(diào)節(jié)電源，在構建綠色、安全、經(jīng)濟的新型電力系統(tǒng)中擔當重任。抽水蓄能是電力系統(tǒng)的安全調(diào)節(jié)電源，協(xié)助電力調(diào)度機構提供電力輔助服務，不同于一般盈利性質(zhì)的設備，而是具有公共品的屬性與定位。（2）抽蓄電站當前核價機制存在問題經(jīng)營期電價具有長期性特征，經(jīng)營期定價法在定價階段已經(jīng)充分考慮了抽蓄電站全周期平均成本和收益水平，并在此基礎上確定歷年平均收入，核價后，可以不再周期性調(diào)價。同時新投產(chǎn)電站提前投產(chǎn)時的容量電費，疏導空間不足，缺少結算政策保障。（3）抽蓄電站市場化條件尚不成熟抽蓄的主要功能是保障主網(wǎng)安全，一旦“報量報價”進入市場，難免影響專注于保障主網(wǎng)安全。未來抽蓄進市場主要靠輔助服務和容量市場，需要建立更完善的輔助服務市場和容量市場。（4）抽蓄電站在新型儲能技術中具有不可替代的優(yōu)勢在目前的新型儲能技術中，從各類儲能的經(jīng)濟性排序來看，抽蓄電站的效益系數(shù)最大，壓縮空氣次之，電池類儲能效益系數(shù)最小，需要重視并發(fā)展抽蓄電站，營造促進抽水蓄能產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的政策環(huán)境和市場經(jīng)濟環(huán)境。完善抽水蓄能成本疏導及分攤機制的建議42新型儲能典型應用場景下收益來源主要包括：回收棄風棄光電量、