我国新能源项目配建储能的产权结构及价格机制探讨

2021年7月，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号，以下简称1051号文）提出2021年7月，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号，以下简称1051号文）提出大力推进电源侧储能项目建设。此后，一些省份制定了系列实施办法，其中一项重要措施是要求新建新能源项目必须配建一定比例的新型储能。

 

截至2023年，全国已建或在建新型储能项目中配建储能占比为90.63%，但管理模式差异大、利用率低。基于此，本文采用经济学负外部性内部化理论分析当前配建储能政策的合理性与不足，提出了配建储能产权属性及其结构组合方案，并设计了相应的管理体制机制和价格政策，以期实现配建储能公平而有效率地配置和利用，促进新型储能高质量发展和新型电力系统建设。同时，这也有利于正确理解和执行国家《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称136号文）的有关精神。

 

一、相关研究文献评述

目前国内外相关研究主要集中在两个方面：一是新能源发电的负外部性及其内部化具体途径，二是配建储能的产权组合及价格机制。

 

（一）新能源发电的负外部性及其内部化途径

1.新能源发电的负外部性。Neris等（1999）认为，风电波动性会对电网频率与电压稳定性造成不良影响。Strbac等（2007）指出，风电波动性和不确定性会引起额外成本。李泓泽等（2012）构建数学模型计量电网企业接入新能源发电所增加的外部成本。Rahmann等(2015)提出了光伏发电影响电网频率的控制策略。张建宇（2023）强调风电并网对电能质量、稳定性控制与维护等方面的综合影响。

 

2.负外部性的内部化。Greaker等(2022)设计了向风电公司征收环境税以将负外部性内部化的“抵消”（offset）政策。田红等（2010）提出了风电并网外部成本直接转嫁、间接转嫁、时间滞后转嫁三个应对措施。宾雪等（2023）从修正新能源出力偏差的角度提出了新能源配建储能的方法和测算结果，明确提出新能源配储应主要考虑满足新能源自身需要，而不是系统需要。

 

（二）配建储能的产权组合及价格机制

1.配建储能的产权属性及其结构组合。Brijs等（2016）、Tushar等（2016）提出了基于拍卖的储能共享模型。Brijs等（2016）强调定期组织拍卖，参与者通过拍卖获得储能使用权；Tushar等（2016）设计出居民储能容量共享的拍卖机制。邱伟强等（2021）提出共享储能的核心思想在于分离储能的“所有权”和“使用权”，即储能设施所有者以一定价格将闲置储能资源的使用权租给需要储能服务的用户。闫东翔和陈玥（2022）根据共享储能的所有权归属不同，将其商业模式划分为用户投资和共享公共储能、用户共享运营商投资的公共储能、用户共享自有储能三类。宋梦等（2024）从价值定位、成本模型、盈利模式三个维度总结了共享储能的商业模式，指出通过将储能资源的“所有权”和“使用权”分离，共享储能可以最大化利用储能资源。

 

2.价格机制。韦嘉睿和江岳文（2020）分别针对储能常用的调峰、调频两种辅助服务功能设计了储能补偿机制。李丰等（2022）则对不同模式下新型储能的经济性进行测算分析，提出了竞争性电量电价与竞争性容量电价相结合的两部制电价机制。李敬决不同，目前我国对新能源项目配建储能的理论研究不够，实际操作办法不明确。本文运用经济学负外部性内部化理论对我国新能源项目配建储能的管理体制与价格机制进行了系统的分析与设计，以期丰富相关研究。

 

二、我国新能源项目配建新型储能政策实施效果分析

 

（一）地方新能源配建新型储能政策情况分析

 

2021年以来，针对新能源发电出力间歇性、不确定性和逆负荷特性等引起的电网运行负外部性问题，按照“谁引起、谁承担”原则，全国共有26个省份陆续出台新建新能源项目配建新型储能的政策，要求新建风电和光伏项目配建或者租用一定比例和时长的新型储能淤。据统计，26个省份规定的配储比例在新建风光电项目装机容量的5%-30%之间，配储时长为1-4小时，一些省份根据消纳情况等按新能源项目确定不同的配建储能比例，风电项目平均为15.07%，光伏发电项目为13.81%；风电项目要求的配储比例相对较高，在一定程度上反映了风电相对光伏发电具有更大的逆负荷特性。一些省份规定新能源项目配储的投运时间不迟于新能源项目的投运时间；新能源项目可通过租赁或购买储能容量的方式完成配储比例和时长的政策要求。

 

（二）新能源项目配建储能的产权结构及运营机制分析

 

在新型储能项目成本补偿和收益机制尚不明确的前提下，新建新能源项目配建储能比例和时长的政策规定很好地解决了新型储能的投资主体及建设资金来源问题，极大地促进了新型储能迅速发展，在适应新型电力系统发展和保障电网安全稳定运行方面发挥了重要作用。目前我国新能源配建储能相关政策可以概括为四种典型组合，即“新能源配储+新能源项目自调度+零收益”“新能源配储+新能源项目自调度+成本补偿和合理收益”“新能源配储+电网调度+零收益”和“新能源配储+电网调度+成本补偿和合理收益”，如图1所示。

 

根据136号文有关取消新能源强制配储的规定并结合国家相关政策中有关电网侧储能的政策规定，在解决新能源发电负外部性的相同前提下，把电网企业配储或输配电网建设作为新能源配储的功能替代方案，对以上解决新能源发电负外部性问题的五种途径的具体做法进行界定，并对管理体制与价格政策中涉及的公平性、成本和收益机制等进行定性分析与比较，如图1所示。

如果新能源发电的负外部性由电网企业配建储能和（或）增加输配电网投资解决，这种途径显然最有效率。但是，在目前新能源发电成本明显低于上网电价的情况下，如果新能源发电上网电价不变，电网配储和（或）新增输配电网投资的成本和收益通过输配电价由用户承担，结果就会产生新能源发电的负外部性却要由用户承担责任的不公平问题，这是目前一些省份实施新能源配储政策的根本原因。

 

如果新能源配建储能由新能源项目自调度，配储仅限于平滑新能源项目发电出力曲线等，无法充分弥补全部新能源发电对电网运行造成的负外部性；为了完全消除新能源发电的负外部性，电网企业必须另建新型储能和（或）增加投资。这样的新能源配储管理体制显然不合理。进一步分析，如果新能源配建储能不仅由新能源项目自调度，而且还以独立储能等形式获得容量补偿和峰谷套利收益，这样新能源发电就没有承担对电网运行负外部性的成本。其他政策组合的公平性及管理体制与成本、收益机制等也可以参照分析。目前新能源配储的相关政策缺乏理论分析，这是造成目前一些省份配储政策主要包括配储容量管理体制和价格政策差异化的主要原因。

 

三、我国新能源项目配建新型储能存在不足

 

（一）新能源配建储能的管理机制不明确

除新能源基地专门配建的储能外，新能源项目建设对电网企业安全可靠经济运行造成的损失或产生的负外部性不能简单地根据单一新能源项目的出力不确定性判断，而应由全体新能源项目出力不稳定性等叠加后产生的不确定性并与系统负荷曲线匹配后产生的状态进行判断。比如，一个新能源项目与其配建储能联合运行后产生的出力曲线和另一个新能源项目与其配建储能联合运行产生的出力曲线叠加后能够产生稳定的出力曲线，则两个新能源项目与其配建储能联合运行后对电力系统运行不产生负外部性。但是，两个新能源项目与其配建储能联合运行叠加后也可能对电力系统产生更大的负外部性。

 

因此，新能源配建储能从其功能有效性的角度应该由电网企业统一调度管理，而不是由新能源项目自调度管理。2022年6月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《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》（发改办运行〔2022〕475号，以下简称475号文），提出“优化储能调度运机制”，要求“对于暂未参与市场的配建储能，尤其是新能源配建储能，电力调度机构应建立科学调度机制”。然而，不同省份在实际执行中有较大差异，湖南等省强调新能源配储要集中建设和统一调度管理，但部分地区储能设施未得到有效调用。进一步分析，如果新能源配储由其自调度管理，电网企业为了完全消除新能源项目对电网运行造成的损失，必然要另建储能或增加输配电投资，这样会降低发电和电网投资的效率。

 

（二）新能源配建储能的成本补偿和收益机制不明确

目前配建储能项目的收入保障机制在地方上还没有建立起来。2017年10月，国家发展改革委印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（发改能源〔2017〕1701号），提出“建立相配套的储能容量电费机制”及储能项目投资回收机制于。2022年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源〔2022〕209号），把配建储能纳入新型储能成本疏导措施盂，间接指出新能源配建储能的成本应该在新能源项目中回收，而不是通过配建储能回收。475号文强调，要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，保障储能合理收益榆。对于配建储能的新能源项目的激励机制，1051号文提出“动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜”。国家在相关文件中倾向于支持独立储能（包括独立运作的配建储能）通过参与电力市场和辅助服务获得成本补偿与合理收益。

 

然而，针对以新能源项目配建储能为主的新型储能，大多数省份还没有出台专门的充放电价格，使用中产生的损耗纳入电网线损中结算，相当于配建储能只获得运行费用补偿。部分省份出台了独立储能参与电力市场的价格政策和补贴政策。但是，价格政策和补贴政策制定中几乎都没有明确提出建立包括新能源配建储能在内的新型储能项目的成本补偿与合理收益机制。总体上，目前一些省份主要以新能源项目配建储能的形式完成国家“十四五”新型储能建设任务，但新型储能项目的成本补偿和收益差异较大，有从“零收益”向“成本补偿+合理收益”转变的趋势。

 

四、基于经济学理论对新能源项目配建储能的数理分析

 

（一）新能源发电的负外部性及其内部化的理论分析

1.外部性理论。经济外部性是指经济主体（如企业或个人）在开展经济活动时，给其他利益相关方带来的收益或损失，而这些影响往往未由活动发起者承担。根据影响性质，外部性可分为正外部性和负外部性。正外部性指经济活动使他方受益，但受益者无需承担相应成本；负外部性则指经济活动对他方造成损害，而受损方未能获得相应补偿。新能源既有显著的正外部性，如缓解能源供需紧张局面和减轻环境压力等（夏飞等，2025）；也存在一定的负外部性，如发电出力不确定性给系统运行带来的不利影响。

 

经济理论认为，只有经济主体产生的外部性能够内部化，才能实现资源最优配置。实现外部性内部化有很多政策措施，如税收政策和补贴政策。如国家对产生环境和资源效益的新能源发电直接进行价格补贴，而对产生负外部性的燃煤发电却通过碳排放配额交易市场要求其支付一定的环境成本。

 

2.配建储能可实现新能源对电网运行负外部性的内部化。新能源发电如风电和光电具有随机性、间歇性等特点，这些特点极易产生供需不平衡问题，从而对电网运行产生负外部性。随着电力系统新能源比例大幅度提高，新能源发电的负外部性越来越大，不仅对电网运行经济性产生负外部性，也对电网安全稳定运行带来负外部性。正是在这个背景下，一些省份实施了新能源项目配建储能的政策，即通过新能源配建储能，将其对电网运行带来的负外部性内部化。以电化学储能为代表的新型储能响应迅速，能够有效地解决新能源发电的负外部性问题（苏彦冰等，2024）。

 

具体表现在以下四个方面：第一，可提高新能源发电出力稳定性和可控性，有利于电网实现电力电量平衡。如通过跟踪风、光预测曲线，实施新能源与储能联合运行，可平滑新能源出力曲线，提高电力调度有效性。第二，参与系统调峰、调频等辅助服务，提升电网安全可靠运行水平。新能源配建储能可改善新能源出力特性，削减高峰出力，减少弃风、弃光量；平滑剧烈爬坡，为系统调整运行方式争取时间。配建储能参与辅助服务不仅可以提高电网运行的安全稳定性，还可以提高现有设施利用率，减少或延缓输变电工程建设，提高电网运行的经济性。因此，新能源配建储能虽然增加了新能源建设成本，但可在一定程度上抵消其给电网运行带来的负外部性，实现外部性内部化和资源优化配置，这是一些省份实施新能源项目配建储能的理论基础。

 

（二）产权经济学及其应用

国家相关政策中提出的共享储能以及地方新能源配建储能政策中提出的租赁容量等做法，实际上体现了现代产权经济学理论在新能源配建储能过程中的应用。现代产权经济学认为，产权是所有权、使用权、处置权和收益权的组合。与传统所有权、使用权、处置权和收益权一体化的产权结构相比，现代经济社会中产权的分离与组合形态十分丰富，而且能够实现更好的资源优化配置。

 

在新能源配建储能中，新能源项目作为投资主体拥有配建储能的所有权，但由于新能源项目的负外部性集中反映在对电力系统瞬间供求平衡及稳定性的影响上，配建储能只有配合电网运行才能最有效地实现负外部性内部化，即弥补对电网运行造成的损失。配建储能与新能源项目联合运行可能有利于电网运行，但是不如直接由电网统一调度运行能够更好地消除新能源项目对电网运行的负外部性。实际中出现的“共享储能”“租赁储能容量”等做法客观地反映了这个规律。然而，目前有关配建储能甚至包括独立储能的产权组合还没有形成共识。1051号文虽然提到了“配套建设或共享模式”，但是没有对配建储能的产权结构做进一步的界定和规定。

 

（三）新能源项目配建储能运营数理分析

把图1中新能源配建储能的四种管理模式及价格机制，与根据136号文提出的第五种管理模式与价格机制进行简单的模拟计算，并分别进行公平性和效率性评价与排序。公平性根据“谁引起，谁承担”原则进行判断，即根据新能源项目是否承担储能成本及其程度，进行公平性排序。效率性在假设功能相同即解决新能源项目建设引起的电网运行负外部性问题的前提下比较投资和运行成本的大小，成本越小则效率越大（见表1）。其中，C网表示电网企业独立解决新能源发电引起负外部性问题建设储能或输配电设施的投资和运行成本，C新表示新能源项目配建储能的投资和运行成本。如果新能源项目配建储能自调度管理，其引起的电网负外部性没有得到完全解决，电网企业不得不追加投资建设储能或输配电设施，其投资和运行成本为△C网。

一般情况下，新能源配建储能不如电网企业独立投资储能或输配电设施解决电网运行负外部性的效果好。因此，假设C新≥C网。新能源项目配建储能能够部分解决其引起的电网运行负外部性问题，假设△C网≤C网或C新，即在新能源配储的情况下，电网企业追加的投资和运行成本小于新能源不配储而电网企业独立建设储能或输配电设施的投资和运行成本。表1中（C网-C网）表示电网企业投资和运行成本通过输配电价传导出去，（C新-C新）表示新能源配储形成的投资和运行成本通过价格政策全额回收。

 

1.公平性排序。五种政策组合的公平性排序可分为四个等级，“新能源配储+电网统一调度+零收益”的政策组合最公平，因为新能源发电引起的电网运行负外部性通过其独立承担配建储能的成本完全内部化；“电网配储和（或）增加输配电投资+自调度+输配电价”有条件地最公平，即当新能源发电价格市场化后，新能源发电降低的价格等于电网增加的输配电价时，用户在两个政策组合中承担了相同的成本。这是136号文把取消新能源配储与新能源全面入市两项政策组合使用的原因。而“新能源配储+新能源项目自调度+（成本补偿+合理收益）”政策组合公平性最差，新能源发电引起的电网运行负外部性不仅没有通过配建储能内部化，而且由于配建储能自调度还会在相同的电网运行状态下导致电网企业追加投资并将其成本传导给用户承担。其他政策组合的公平性处于中间等级。

 

2.用户福利排序。考虑到政府政策设计偏重考虑用户福利目标，基于用户福利最大化的效率排序可分为五个等级，“新能源配储+电网统一调度+零收益”和“电网配储和（或）增加输配电投资+自调度+输配电价”政策组合在新能源全面入市的条件下用户福利最大，因为用户最终没有承担新能源发电引起电网运行负外部性的成本。而“新能源配储+新能源项目自调度+（成本补偿+合理收益）”的用户福利损失最大，因为用户不仅承担了新能源发电引起电网运行负外部性的成本，还承担了新能源项目自调度配建储能产生的电网企业追加投资的成本。其他政策组合的用户福利目标处于中间等级。

 

3.社会福利排序。基于社会福利最大化的效率排序可分为三个等级。“电网配储和（或）增加输配电投资+自调度+输配电价”政策组合的社会福利最大，因为电网企业增量成本最小，“新能源配储+电网统一调度+零收益”政策组合在新能源配储成本等于电网配储成本时有条件地社会福利最大，而“新能源配储+新能源项目自调度+零收益”和“新能源配储+新能源项目自调度+（成本补偿+合理收益）”两种政策组合的社会福利最小，其他政策组合居中。

 

4.以公平性为前提的福利排序及最优选择。把公平性作为必要前提并比较社会福利和用户福利计算结果，“新能源配储+电网统一调度+零收益”政策组合最公平，而且用户福利最大和社会福利第二；如果新能源项目配建储能能够在电网企业统一规划下建设，假设C新=C网，在这种情况下，“新能源配储+电网统一调度+零收益”政策组合三项排序都是第一，是最优的政策合。值得注意的是：以136号文为基础的“电网配储和（或）增加输配电投资+自调度+输配电价”政策组合在新能源价格市场化前提下的公平性、用户福利和社会福利也是三项最大，是可以与前者替代的最优选择。相反，“新能源配储+新能源项目自调度+（成本补偿+合理收益）”政策组合在三项排序中都处于最后，是最差的政策组合，但目前地方相关政策中并没有明确否定这种政策组合。

 

五、新能源项目配建储能的产权结构及价格机制完善建议

 

(一)产权属性及结构组合的建议

 

虽然136号文取消了新能源强制配储的规定，但是对存量新能源配储的产权属性及其结构仍然有必要进行优化。

 

1.优化新能源配建储能的产权结构。475号文“鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场”，说明国家并没有把配建储能作为其负外部性内部化性的措施。实际上，部分省份在储能发展过程中提出的共享储能、储能容量市场和储能容量租赁等模式都已经揭示了新能源项目配建储能以及社会资本投资储能的运营规律。136号文通过新能源全面入市与取消强制配储的政策组合，间接地提出了新能源发电负外部性内部化的科学性问题。建议在政策上明确新能源项目配建储能的产权结构，新能源企业拥有配建储能的所有权、处置权和收益权，但使用权由电网企业所有，具体由电网企业调度机构负责。考虑到发电和电网企业的国有产权性质，甚至可以考虑将新能源项目配建储能建成后直接移交给电网企业，从而形成电网企业对配建储能的一体化产权。

 

2.建立基于配建储能两权分离的新型储能容量交易市场。容量交易市场为新能源负外部性内部化提供了一种有效的实现途径，而不是一种成本补偿或收益机制。没有产生负外部性的主体（包括电网企业或社会投资主体）可以投资建设储能，或者需要配建储能的新能源项目建设超过规定配建比例的新型储能，然后卖给需要配建储能的新能源项目。这种市场的有效性体现在如下方面：

 

第一，由于建设储能容量的市场主体需要获得政府特许经营权，这样能够从制度上保证储能项目的技术水平和安全质量等。第二，适用于所有新能源投资主体，为不熟悉储能技术的市场主体提供了更有效履行负外部性内部化义务的途径。由于新能源企业数量很多，每个新能源企业按比例配建可能不利于保证储能项目技术先进性、安全质量和规模经济性。因此，有必要从制度上建立类似共享储能的机制。由少数企业（包括电网企业和新能源企业等）建设技术先进、安全可靠和较大装机规模的储能电站，其他新能源企业通过购买容量的形式满足政府提出的配建比例要求。第三，有利于促进储能技术进步。容量市场交易时间滞后于容量建设和形成时间，给容量投资主体带来了一定风险，也迫使容量投资主体不断革新储能技术或选择先进储能技术。

 

（二）新能源项目配建储能的价格机制完善建议

 

1.形成基于投资主体差异化价格机制。不同潜在储能投资主体如电网企业、新能源企业、社会投资主体和用户等对电网运行产生的外部性不同，应该承担不同的内部化义务或责任。新能源项目应该以配建储能的形式承担负外部性内部化的责任，同时不能获得成本补偿和收益。相反，对社会投资主体、电网企业和用户投资建设的用于保障电网安全的储能项目，应该按照“成本补偿+合理收益”的原则制定相应的电价政策，如在目前电力市场无法保证投资回报的情况下，给予一定容量补偿费用。

 

2.制定新能源项目配建储能充放电价格。建议参照过去电网内部运行模式下抽水蓄能电站电量电价弥补运行维护费用的政策，明确制定新能源配建储能的充放电价格。根据新型储能的电能转换率确定充放电价格，假设化学储能的充放电转换率为90%，则新能源配建储能的充电价格可定为90%的煤电基准价，放电价格则为煤电基准价。或者充电价格每月按电网企业代理购电价格动态执行，放电价格相应按（1+10%）的代理价格结算；同时，充电电量不收取输配电价和电价附加。

 

作者：王清，宫嘉炜，叶泽，汪蔚琼，黄海艳，李忠惠，熊惠敏