中國儲能網訊：“雙碳”目標下，新能源占比逐步提高并將成為發(fā)電主體，煤電逐步向調節(jié)性、支撐性電源轉變，新型儲能和抽水蓄能等調節(jié)電源成為提升發(fā)電容量充裕度、保障新型電力系統(tǒng)安全的重要支撐。國家針對煤電和抽水蓄能已經出臺了容量電價機制，新型儲能尚未享受容量電價。本文從容量電價機制原理、新型儲能作用發(fā)揮、先進省份實踐成果等方面進行分析，給出建立新型儲能容量電價機制的可行性分析和相關建議。
我國容量電價機制原理與分類
容量電價是電力系統(tǒng)對發(fā)揮固定作用、消費固定成本的市場主體給予或收取的費用，分為發(fā)電側容量電價和用電側容量電價。
在發(fā)電側，獲得容量電價的是抽水蓄能和煤電。這兩類發(fā)電設施成本高昂，建成后即使不發(fā)電，也隨時可以發(fā)揮支撐電網供電的固定作用。抽水蓄能本身不是發(fā)電設備，而是調節(jié)設備，“抽四發(fā)三”的特性決定了抽蓄需要固定的補償機制，2021年4月，國家發(fā)改委價格司發(fā)布的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號）明確了抽水蓄能的容量電價。煤電獲取容量電價政策是隨著最近幾年新型電力系統(tǒng)建設和煤電定位轉變發(fā)生的，煤電的經營成本包括折舊費、人工費、修理費、財務費等固定成本和燃煤費用等變動成本，隨著新能源逐步成為主力電源，煤電逐漸由發(fā)電電源轉為支撐和調節(jié)電源，利用小時數大幅降低。為了補償煤電建設運營商因建設、維護發(fā)電設施而投入的固定成本，2023年11月，國家發(fā)改委印發(fā)《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號），確定了燃煤容量補償電價。
在用電側，繳納容量電價的是315千伏安及以上的工商業(yè)用戶。這些用戶用電功率較大，即使不用電，電網企業(yè)也要為其隨時可用電而備用大量輸變電設備，這些輸變電設備投資也需要固定的補償機制。因此，各省都規(guī)定了大容量用戶的兩部制電價，用電容量在100千伏安至315千伏安之間的工商業(yè)用戶可以選擇執(zhí)行單一制或兩部制電價，而315千伏安及以上的用戶必須執(zhí)行兩部制電價。如《國網山東省電力公司代理購電工商業(yè)用戶電價表》規(guī)定了容（需）量電價，用戶可選擇按照變壓器容量或用電最大需量來繳納容量電費，不同電壓等級價格不一樣，電壓等級越高容（需）量電價越低，如220千伏需量電價為每月32元/千瓦，容量電價為每月20元/千瓦。
新型儲能發(fā)揮了支撐電力系統(tǒng)的作用
新型儲能尤其是大型獨立儲能電站起到了與抽水蓄能類似的作用，而且效率更高、建設更靈活、初投資也隨著電池降價而大幅低于抽水蓄能。從效率看，以某省大型獨立儲能電站為例，風冷設備79%，液冷設備83%，均高于抽水蓄能的75%；從建設靈活性看，大型獨立儲能電站建設周期半年，而抽水蓄能需8年；從初投資看，放電2小時獨立儲能的單位千瓦造價2000元，放電4小時為2800元，均大幅低于抽水蓄能的6000元。從市場響應看，新型儲能可以15分鐘切換一次充放電狀態(tài)，調節(jié)速度更快，可以發(fā)揮調峰調頻多重作用。抽水蓄能的優(yōu)勢是運行經驗多，是調度規(guī)程規(guī)定的調節(jié)支撐電源；新型儲能運行經驗少，尚未獲得調度規(guī)程的認可。新型儲能發(fā)揮的具體作用有以下四個方面：
一是解決電網保供和調峰難題。新型儲能技術的發(fā)展，特別是大規(guī)模儲能電站的建設，為電網保供和調峰提供了新的解決方案。以山東電網為例，對2019～2023年全網負荷午峰、晚峰峰值持續(xù)時間進行統(tǒng)計分析，年均出現(xiàn)全網最大負荷96%以上的天數中，午峰時段最大持續(xù)時長達4.3～5.6小時、晚峰時段最大持續(xù)時長達2.2小時左右。儲能系統(tǒng)參與保供時，用幾個儲能電站接續(xù)放電，可以有效緩解電網在高峰時段的供電壓力。同時，新型儲能的發(fā)展也提升了新能源消納能力， 2023年，隨著山東儲能裝機規(guī)模達到398.3萬千瓦，全省新型儲能消納新能源電量相當于2022全年棄風棄光電量的一半。2024年1～10月，新型儲能消納電量進一步提升，同比增長152%，有力支撐了全省新能源利用率保持在97%以上的較高水平。
二是為調頻提供新手段。新型儲能系統(tǒng)具有響應速度快、調節(jié)精度高、環(huán)境約束小及靈活性高的優(yōu)勢，可以為電力系統(tǒng)的調頻提供新的手段。根據美國加州電力市場的電源特點分析，平均來看，儲能調頻效果是水電機組的1.7倍，燃氣機組的2.5倍，燃煤機組的20倍以上。儲能參與調頻輔助服務市場主要分為兩種模式：儲能聯(lián)合火電機組調頻和獨立儲能參與調頻。在儲能聯(lián)合火電機組調頻方面，通過對某個電廠數據測算分析，該廠原來的綜合性能指標Kpd為1.98，加裝儲能后Kpd為3.46，電廠綜合性能得到顯著提高，不僅體現(xiàn)在機組調節(jié)速率增加、調節(jié)偏差量減小以及響應時間減少等方面，且有效緩解了由于頻繁AGC調節(jié)造成的火電機組設備疲勞和磨損。在獨立儲能參與調頻方面，福建、甘肅已有相關實踐，山西也建成了專門進行調頻的獨立儲能電站，山東有數座獨立儲能電站配置了一定比例的超級電容，準備兼顧調峰和調頻作用。據測算，從調頻范圍看，一座10萬千瓦獨立儲能電站的調頻作用相當于2.7臺30萬千瓦煤電機組，其作用極為顯著。
三是構網型儲能解決電力系統(tǒng)短路比不足的問題。構網型儲能呈現(xiàn)獨立電壓源的外特性，等價于主網側并聯(lián)電壓源，可以間接改變系統(tǒng)側短路阻抗，增加短路電流，進而增大短路容量，支持更多的新能源接入。在頻率和慣量支撐方面，構網型儲能系統(tǒng)通過控制釋放直流側儲能能量，等效為同步機慣量機械能或阻尼能量，進而提供慣量響應與振蕩抑制。在電壓支撐方面，構網型儲能系統(tǒng)通過功率同步控制機制，將儲能變流器塑造成電壓源外特性，可在不依賴外界交流系統(tǒng)的情況下，自行構建交流側電壓幅值與相位，為電力系統(tǒng)提供強大的電壓支撐。因此，構網型儲能系統(tǒng)則更適合于煤電機組比例較低的新型電力系統(tǒng)。例如，在沙戈荒大基地或其他傳統(tǒng)電源支撐薄弱地區(qū)，系統(tǒng)短路比不足，應用構網型儲能后可以取代調相機，為系統(tǒng)提供短路電流，增加電網的安全性。
四是分布式儲能解決分布式光伏的局部問題。為提高配電網供電可靠性，延緩配電網升級改造投資，減少分布式光伏出力的隨機性和波動性，避免分布式光伏棄電，新建分布式光伏按一定比例配建儲能是解決以上問題的主要方式之一。通過配置分布式儲能，可以解決配變反向重過載、用戶過電壓問題，提升系統(tǒng)調峰和新能源消納能力，促進分布式光伏出力在公用臺區(qū)范圍內消納。分布式儲能并不在任何用戶的關口表內，因此，本質上是電網側儲能，可以發(fā)揮解決分布式光伏局限問題的作用，但需要解決其盈利和管理問題。
新型儲能的容量電價政策建議
在用電側，新型儲能充電時均為電力過剩時期，電網不必為新型儲能備用大量輸變電設施和電源容量，因此，在用電側不應該收取容量電價。在實際中，多個省份也確定了儲能充電時的單一制電價原則。如果收取容量電價，因儲能的利用小時數低，容量電價對儲能電站將是一筆沉重的負擔。
在發(fā)電側，新型儲能不僅能夠支撐電網供電，還能提供容量服務，更能夠解決電力系統(tǒng)調峰、調頻、短路比不足、分布式光伏過電壓等問題，對于保障電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和可靠性至關重要。且新型儲能選址靈活、建設周期短，發(fā)揮的作用甚至超過抽水蓄能和煤電，因此，建議給予新型儲能發(fā)電側容量電價。
部分省份給予新型儲能容量電價的實踐
山東省2021年開始對獨立儲能在用電側免除容量電價，在發(fā)電側給予容量補償電價，很好地支持了新型儲能的發(fā)展，也是全國第一個明確新型儲能容量電價的省份。自2023年起，新疆、內蒙古、河北、浙江和廣東等省份相繼出臺了新型儲能容量電價政策，為新型儲能產業(yè)的發(fā)展提供了有力的經濟支持和政策保障。
山東
在用電側，對于新型儲能充電時作為用戶是否繳納容量電價的問題，山東省在《關于開展儲能示范應用的實施意見》（魯發(fā)改能源〔2021〕254號）中明確規(guī)定“示范項目充放電量損耗部分按工商業(yè)及其他用電單一制電價執(zhí)行”，即充電時繳納單一制電價，不繳納容量電價。
在發(fā)電側，山東省在電力現(xiàn)貨市場規(guī)則中建立了容量補償電價機制，從工商業(yè)用戶手中按照千瓦時數收取，形成資金池，并按照千瓦數給予發(fā)電側參與電力現(xiàn)貨市場的煤電、新能源、新型儲能、燃氣輪機容量電價。2022年，山東省發(fā)布的《關于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》（魯發(fā)改能源〔2022〕749號），規(guī)定“推動（新型儲能）示范項目積極參與電力現(xiàn)貨交易，享受容量補償，補償費用暫按電力市場規(guī)則中獨立儲能月度可用容量補償標準的2倍執(zhí)行”。這里的月度可用容量考慮儲能每天保供能力為2小時，煤電保供能力為24小時，因此為煤電的1/12，示范項目給予2倍即1/6的補償。在這套機制下，獨立新型儲能充電時作為用戶，要繳納0.0991（后改為0.0705）元/千瓦時的容量補償電費，按年充電運行300小時的儲能計算，年繳納29.73（21.15）元/千瓦；放電時作為發(fā)電廠，示范項目獲取2倍容量補償電費，年獲取59.4（42.3）元/千瓦。配建儲能不是獨立市場主體，無法獲得容量補償電價。
隨后，山東省對充電時繳納的容量補償電價進行了峰谷平劃分。2022年11月8日，山東發(fā)布《關于進一步做好2022年下半年山東省電力現(xiàn)貨市場結算試運行工作有關事項的通知》（魯監(jiān)能市場〔2022〕34號），提出了容量系數調整要求，深谷充電的，繳納的容量補償電價系數為0.1，即打1折；谷段充電的，系數為0.3，即打3折。新型儲能電站充電時均為谷段或深谷時段，充電時繳納的容量補償電價下降很多，變?yōu)樵瓉淼?0%左右。
內蒙古
2023年11月18日，內蒙古自治區(qū)能源局、內蒙古自治區(qū)發(fā)展和改革委員會和內蒙古自治區(qū)工業(yè)和信息化廳聯(lián)合印發(fā)《內蒙古自治區(qū)獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》（內能電力字〔2023〕 1101號），明確納入示范項目的電網側獨立儲能電站享受容量補償，補償標準按放電量計算，補償上限暫按0.35元/千瓦時，補償期10年。補償所需資金暫由發(fā)電側電源企業(yè)分攤（不包括分散式分布式電源、光伏扶貧電站）。電源側獨立儲能電站不享受容量補償。
蒙西電網電力現(xiàn)貨市場建設全國領先，獨立儲能容量補償電價政策要好于山東。需要注意的是，內蒙古將獨立儲能分為電網側獨立儲能和發(fā)電側獨立儲能，發(fā)電側獨立儲能可以租賃給新能源，但是不能獲得容量電價；電網側獨立儲能可以獲得容量電價，但不能租賃給新能源。與內蒙古規(guī)則類似的還有甘肅省。山東省獨立儲能沒有劃分發(fā)電側和電網側，所有的獨立儲能可以同時獲得容量補償電價和新能源租賃費。
新疆
2023年5月16日，新疆維吾爾自治區(qū)發(fā)展改革委印發(fā)《自治區(qū)發(fā)展改革委關于建立健全支持新型儲能健康有序發(fā)展配套政策的通知》（新發(fā)改規(guī) 〔2023〕5號），明確對建成并網的獨立儲能電站實施容量補償。2025年底前，補償標準按放電量計算，2023年暫定0.2元/千瓦時，2024年起逐年遞減20%（即2024年補償標準為0.16元/千瓦時、2025年補償標準為0.128元/千瓦時）。補償所需資金暫由全體工商業(yè)用戶共同分攤，電網企業(yè)按月根據補償資金規(guī)模和工商業(yè)用電量測算分攤標準。該通知有效期至2025年12月31日。
新疆容量補償價格要高于山東，但逐年遞減，且不是電力市場規(guī)則，導致有效期較短。
河北
2024年1月27日，河北省發(fā)展和改革委員會印發(fā)《關于制定支持獨立儲能發(fā)展先行先試電價政策有關事項的通知》（冀發(fā)改能價〔2024〕172號），指出獨立儲能依據全容量并網時間，通過競爭的方式，享受容量電價激勵機制。2024年5月31日前發(fā)電的，年度容量電價按100元/千瓦（含稅、下同）執(zhí)行；2024年6月1日至9月30日并網發(fā)電的，容量電價逐月退坡，年度容量電價標準分別為90元/千瓦、80元/千瓦、70元/千瓦、60元/千瓦；2024年10月1日至12月31日并網發(fā)電的，年度容量電價按50元/千瓦執(zhí)行；獨立儲能電站容量電費納入系統(tǒng)運行費，由全體工商業(yè)用戶按月分攤。該通知有效期僅12個月。河北政策類似新疆，為短期政策。
浙江
2024年4月29日，浙江省發(fā)展改革委、浙江省能源局印發(fā)《新型儲能容量補償資金分配方案》，明確對2024年6月30日前完成并網實驗的電網側新型儲能項目開展補償，總規(guī)模不超過130萬千瓦。2024～2026年補償標準分別為每年200、180、170元/千瓦。浙江政策類似新疆，為短期政策。
廣東
2024年10月10日，廣東省發(fā)展改革委印發(fā)《關于我省獨立儲能電站試行電費補償機制等有關事項的通知（征求意見稿）》，明確獨立儲能電站符合以下兩個條件之一的可獲得電費補償：一是獲得國家或省級能源主管部門認定的新型儲能試點示范項目；二是納入2023年至2025年的年度計劃且在2025年底前進入商業(yè)運營的獨立儲能項目。可獲得的電費補償金額根據補償標準和月度可用最大容量確定，其中年度補償標準統(tǒng)一為100元/千瓦（含稅）。通知有效期暫定至2025年12月31日。廣東政策類似新疆，為短期政策。
綜上所述，山東、內蒙古建立了相對市場化的長效容量補償電價機制，相比之下，新疆、廣東、浙江和河北等省區(qū)出臺的容量補償電價更像是臨時的政策而非規(guī)則。
新型儲能容量電價確定原則
獲得容量電價后，獨立新型儲能電站的收益可不再依賴新能源租賃，對充分利用市場化規(guī)則發(fā)揮儲能作用有很大的幫助。容量電價定價可采用月度可用容量法或經營期定價法，前者參照山東確定新型儲能容量補償電價的辦法，后者是國家確定抽水蓄能容量電價的方法。
如果按照前者，可將新型儲能與抽水蓄能對比，假設全國抽水蓄能平均容量電價為600元/千瓦/年，平均放電時長為6小時，則放電2小時的新型儲能容量電價可設為200元/千瓦/年，放電4小時新型儲能可設為400元/千瓦/年。這個價格對2小時新型儲能來說略低，對于4小時新型儲能來說過于優(yōu)厚。
如果按照后者，以10萬千瓦/20萬千瓦時獨立儲能電站、造價2億元計算，考慮換電池等費用，在沒有現(xiàn)貨市場、不能賺取發(fā)電側價差的省份，容量電價需要340元/千瓦/年；在有現(xiàn)貨市場、可賺價差的省份（按照山東價差計算），容量電價需220元/千瓦/年。即使是4小時儲能，上述價格也僅為450元/千瓦/年、330元/千瓦/年?？偟膩碚f，采用國家抽水蓄能定價辦法更有科學性。
從上述計算可以看出，新型儲能中的主流即鋰離子電池儲能經歷了大幅降價之后，目前，大型獨立儲能電站的經濟性已經超越抽水蓄能，所需容量電價更少。目前從電力現(xiàn)貨市場的電價趨勢可以看出，全國大部分省份還是缺乏2小時或4小時的調節(jié)手段，新型儲能很有優(yōu)勢。從產業(yè)拉動來看，鋰電池儲能電站涉及的廠家多、產業(yè)鏈長、就業(yè)人數多，對比抽水蓄能以土方工程量為主的特點，新型儲能產業(yè)帶動能力明顯更強。未來，新型儲能有望逐步取代抽水蓄能，成為主流儲能方式。因此，新型儲能獲得相應的容量電價是應該的。
其實，整個新型電力系統(tǒng)價格體系牽一發(fā)而動全身，電力市場化改革是逐漸向真正意義上的市場發(fā)展，慢慢取消新能源部分電量入市、新能源租賃儲能等違背電力市場原則的“補丁”，讓市場發(fā)揮資源配置的基礎性作用。當然，這個進程不能讓產業(yè)有大起大落，給予新型儲能容量電價可以作為這一系列改革中的“小切口”，新型儲能獲取容量電價后，新能源可以減負，為新能源全電量進入市場創(chuàng)造條件。加上綠證市場和消費市場的建立、差價合約的補償機制，可以解決新能源全電量入市這個“大問題”，從而推動中國的電力市場化進程向前跨出一大步。
