中國儲能網訊：甘肅省發(fā)改委7月14日發(fā)布《甘肅省關于建立發(fā)電側容量電價機制的通知（征求意見稿）》（以下簡稱《通知》），提出支持煤電向基礎保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源并重轉型，推動新型儲能有序發(fā)展，充分發(fā)揮支撐調節(jié)作用，逐步構建起有效反映各類電源電量價值和容量價值的兩部制電價。煤電機組、電網側新型儲能容量電價標準暫按每年每千瓦330元執(zhí)行，執(zhí)行期限2年。
據(jù)了解，《通知》是全國首個省級層面獨立制定的容量電價機制，其創(chuàng)新實施的“全容量補償+火儲同補”模式，在新能源高比例滲透背景下，對穩(wěn)定電力系統(tǒng)、保障投資回報和推動儲能發(fā)展具有重要意義。
■■迫切需求靈活性調節(jié)資源
甘肅能源資源富集，高比例新能源裝機迫切需要靈活性調節(jié)資源?？紤]到“風光”在用電高峰時段提供可靠電力供應的能力有限，抽蓄電站尚處建設初期，《通知》實施范圍暫包括合規(guī)在運的公用煤電機組、電網側新型儲能。
自然資源保護協(xié)會能源轉型項目高級主管黃輝認為，《通知》亮點在于甘肅在落實國家容量電價政策基礎上更進一步，對煤電進行全容量固定成本補償，固定成本回收比例從原來的30%升至100%，實現(xiàn)煤電固定成本補償“一步到位”。此外，甘肅還將新型儲能、水電、風電、光伏等其他類型裝機納入適用范圍，并根據(jù)其對系統(tǒng)容量支撐的貢獻給予不同水平的容量系數(shù)，為激勵“風光”資源通過配儲或其他技術手段提供有效容量和自主支撐能力留下空間。
黃輝指出，“十四五”期間新能源裝機、電量快速增長，火電功能定位轉變、利用小時數(shù)持續(xù)下降。在此背景下，甘肅進一步擴大容量補償機制的覆蓋范圍，推動容量電價和電能量電價解耦，對于厘清電能量、輔助服務、容量電價之間的邊界起到了很好的示范作用，可以更好地兼顧電力市場長期穩(wěn)定與短期效率之間的平衡
業(yè)內人士進一步指出，甘肅將電網側新型儲能納入補償范圍，首創(chuàng)“火儲同補”模式，賦予儲能與煤電同等容量主體地位。包括新型鋰離子電池、液流電池、飛輪、壓縮空氣、氫（氨）儲能、熱（冷）儲能等，與煤電機組享受同等年度暫定標準——330元/千瓦。
新型儲能容量電價，業(yè)內呼吁已久。截至今年6月底，我國新型儲能裝機已接近1億千瓦，規(guī)模已超抽蓄。從應用效果上看，新型儲能切實發(fā)揮了解決峰時電網保供難題、可再生能源消納、快速爬坡、短時調頻的作用，應賦予容量電價。
黃輝指出，隨著取消新能源強制配儲，容量租賃模式逐步退出，單靠現(xiàn)貨市場價差和少量的輔助服務難以支撐新型儲能的發(fā)展。出臺針對獨立儲能的容量電價機制，使獨立儲能能夠獲得與容量相關、可預期且可持續(xù)的現(xiàn)金流，合理補償新型儲能固定成本，已成為推動新型儲能發(fā)展和電力行業(yè)低碳轉型的迫切需求。
中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟副秘書長李臻也向《中國能源報》記者表示，現(xiàn)階段獨立儲能僅通過參與現(xiàn)貨市場和輔助服務市場獲得收益，仍難以覆蓋其投資運營成本，已投運項目面臨生存壓力，待建項目觀望情緒濃厚。甘肅儲能容量電價機制的發(fā)布，對穩(wěn)定投資預期、做好市場平穩(wěn)過渡具有重要意義。“同時，機制設計引入有效容量折算系數(shù)和容量供需系數(shù)，通過合理的補償激勵電站發(fā)揮作用，同時也避免非理性投資?！?
■■對下游用戶用電成本影響不大
早在2021年，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》就明確，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；研究探索將電網替代性儲能設施成本、收益納入輸配電價回收。雖然政策已明確，但“誰來買單”這一核心問題一直備受爭議。
《通知》提出，容量電費按照月度外送電量（不含直流配套電源）和省內全體工商業(yè)用戶月度用電量比例分攤，由國網甘肅省電力公司按月發(fā)布、滾動清算。
黃輝指出，工商業(yè)用戶用電價格由上網電價、上網環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加組成。容量電價被納入系統(tǒng)運行費用，向用戶側疏導。短期看，容量電價主要會引起市場化的上網電價和系統(tǒng)運行費用發(fā)生變化，從目前甘肅政策暫時只納入煤電和電網側新型儲能看，容量電價固定成本基本全覆蓋后，煤電機組通過電能量市場傳導的是煤電的燃料等可變成本，加上新能源入市和現(xiàn)貨市場的全面推開，像甘肅這類新能源占比較高且供需相對寬松的省份，預計電能量價格會下降。盡管容量電價需傳導至用戶，但電能量價格下降，整體看價格不會明顯增加用戶用電成本。再看電網側新型儲能的影響，目前甘肅電網側新型儲能規(guī)模在100萬千瓦左右，折算有效容量估計在45萬千瓦左右，分攤到第二、第三產業(yè)用電量上，價格水平不到0.001元/千瓦時，對下游用戶用電成本影響不大。
“一方面，機制設計從系統(tǒng)容量實際需求出發(fā)，通過引入容量供需系數(shù)，客觀體現(xiàn)真實的市場供需，容量費用分攤的總量可調可控，因此容量電費不會因參與主體類型的擴大而單調遞增；另一方面，《通知》提出進行容量成本補償后，將調整現(xiàn)貨市場價格機制，申報上限從0.65元/千瓦時下調至0.5元/千瓦時，這種調整將會進一步限制甘肅現(xiàn)貨市場交易電價水平。”李臻認為，整體看，容量電價機制對于用戶電價的影響主要體現(xiàn)在電價結構上，如在系統(tǒng)運行費用下設“發(fā)電側容量電費”科目，進行單獨反映，系統(tǒng)運行費和電量電費所占比例可能會有所調整，但總體電價水平不會明顯改變。從系統(tǒng)角度看，新型儲能成本不斷下探，技術經濟性不斷提升，能夠有效保障新型電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，提升系統(tǒng)運行效率，從而降低系統(tǒng)整體的運行成本。
■■最終走向市場
事實上，新疆、山東、河北等地已就新型儲能容量補償、容量電價激勵機制進行差異化探索。
黃輝指出，目前容量電價主要還是基于成本補償考慮，但在有效容量評估方法、補償方式、補償標準、補償期限上存在不同，并無絕對優(yōu)劣，要因地制宜。在一些對儲能有頻繁調用需求的省區(qū)，比如新疆、內蒙古這類新能源高比例的地方，通過放電量來給予補償，可以更好激發(fā)儲能實際調用。而在一些日內2—4小時、全年30—90天頂峰保供的地區(qū)，調用頻次、放電量不高，更適合用容量補償?shù)姆绞健?/strong>
我國電力市場建設步伐不斷加快，新能源全面入市后，系統(tǒng)調節(jié)需求和容量需求將更為突出，國家層面已基本明確容量電價機制的設計思路——即過渡期建立市場化容量補償機制，遠期建立容量市場，并以市場為導向確定容量需求和容量價值。
黃輝進一步表示，新型儲能的容量成本補償機制仍會在一定時期內存在，且會發(fā)揮較好的激勵新型儲能發(fā)展的作用。中長期看，參考英國、美國PJM等容量市場建設情況，通過建立多元化資源參與交易的容量市場，才能真正實現(xiàn)資源的高效配置，通過競爭發(fā)現(xiàn)價格，充分反映容量資源的稀缺程度和價值。“十五五”期間，可在市場機制相對成熟、現(xiàn)貨市場連續(xù)穩(wěn)定運行的山東、廣東等省份，逐步引入多元資源品種，建立簡單且操作性強的容量市場試點，并在此基礎上逐步完善。
如何調和各種技術路線進展和成本差異？李臻指出，對于發(fā)電側、儲能、需求響應等各類能源資源，通過有效容量折算，建立公平的同臺競價模式，對系統(tǒng)所需的有效容量進行合理補償。此外，為鼓勵新興技術的示范應用，如長時儲能技術等，市場初期可以考慮在有效容量折算方面予以一定傾斜，在有條件的地區(qū)先行先試，推動技術進步和成本下降。
業(yè)內人士進一步指出，新型儲能技術多樣且存在成本差異，若按不同成本予以補償，會導致容量電價機制復雜和公平性問題。按照當下的行業(yè)共識，應基于等效載荷等可靠性標準下評估真實容量貢獻度，并參照某一主流標的物標準進行補償，逐步過渡到通過容量市場進行拍賣。因此，新型儲能產業(yè)還是要回歸電力系統(tǒng)所需要的價值本身進行研發(fā)和投資布局。
