中國儲能網(wǎng)訊：近日，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布《關(guān)于加快新型儲能建設的通知》(以下簡稱《通知》)，提出對納入自治區(qū)獨立新型儲能電站規(guī)劃的獨立新型儲能電站向公用電網(wǎng)的放電量執(zhí)行補償，補償標準一年一定，2025年度補償標準為0.35元/千瓦時，執(zhí)行時間為10年。
內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局相關(guān)人士介紹，在2025年6月底前開工并在年底前投產(chǎn)的新型儲能電站放電量補償標準為0.35元/千瓦時。容量補償創(chuàng)全國兩個第一：補償標準最高、補償時間最長，完整覆蓋電化學儲能電站運行周期，能夠減輕企業(yè)負擔，提高投資回報率，提高項目業(yè)主單位建設積極性。同時激勵社會資本落地建設獨立新型儲能電站。
該政策的出臺極大地提振了儲能行業(yè)發(fā)展信心。尤其是在國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》(136號文)叫停新能源強制配儲后，市場對儲能項目出現(xiàn)觀望或延遲投資的背景下，內(nèi)蒙古及時出臺《通知》，解決了固定資產(chǎn)投資風險問題，確保項目收益預期，為后續(xù)儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展提供路徑方案。
◆儲能發(fā)展有“真需求”
內(nèi)蒙古新能源資源得天獨厚，風能和太陽能資源分別占全國開發(fā)總量的57%和21%。近年來，內(nèi)蒙古新能源總裝機、新增裝機、發(fā)電量均居全國第一，配建儲能是增強電網(wǎng)穩(wěn)定性、促進新能源有序上網(wǎng)、推動其在更大范圍消納的重要保障。
“今年內(nèi)蒙古力爭新增新能源并網(wǎng)裝機4000萬千瓦，亟須新型儲能平抑新能源波動、提升消納能力、增強并網(wǎng)性能。儲能有真需求，且需求量較大?！睒I(yè)內(nèi)人士稱，“136號文”叫停新能源強制配儲后，業(yè)內(nèi)有待重建新的決策模型?！皟?nèi)蒙古及時出臺容量補償政策，在關(guān)鍵時刻很好地回答了儲能產(chǎn)業(yè)后續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵問題，相關(guān)廠家、投資方蜂擁而至、投資問詢，市場反應熱烈?！?
“136號文”叫停新能源強制配儲，短期必然對儲能市場造成沖擊。對市場新增主力的獨立儲能而言，新能源發(fā)電企業(yè)為了滿足并網(wǎng)要求而購買/租賃儲能設施調(diào)峰能力的支出或出現(xiàn)銳減。出臺新型儲能容量補償機制具有迫切性。
華北電力大學教授鄭華向《中國能源報》記者介紹，內(nèi)蒙古的獨立儲能多為磷酸鐵鋰電池儲能，按項目中標度電成本走勢來看，現(xiàn)行0.35元/千瓦時的補償標準，具有較強吸引力。
◆新政創(chuàng)新管理模式
內(nèi)蒙古在探索新型儲能運行模式上一直走在全國前列，構(gòu)建起以容量補償機制為基礎，蒙西“容量補償+現(xiàn)貨交易”、蒙東“容量補償+輔助服務”的盈利機制。
早在2023年，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布《獨立新型儲能電站項目實施細則(暫行)》，明確納入示范項目的電網(wǎng)側(cè)獨立儲能享受容量補償。彼時，政策要求仍區(qū)分電網(wǎng)側(cè)與電源側(cè)儲能，電源側(cè)儲能通過容量租賃、出售容量等方式獲得收益?！锻ㄖ愤M一步取消了電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)劃分，獨立儲能電站均享受容量補償。
“基于是否享受配置新能源指標、應用場景和功能定位不同原因，獨立儲能從管理上劃分為電網(wǎng)側(cè)和電源側(cè)獨立儲能，使得電源側(cè)獨立儲能和電網(wǎng)側(cè)獨立儲能享受不同的容量租賃或容量補償?shù)日咧?。從參與電力市場機制或準入而言，各地對二者并無本質(zhì)差異化要求或規(guī)范。”鄭華指出，隨著“136號文”的頒布，強制配儲轉(zhuǎn)為自由配儲，獨立儲能必然回歸商業(yè)本質(zhì)，簡化管理。
獨立儲能區(qū)別于新能源配儲或者火電廠聯(lián)合設立的儲能形式，可以以獨立主體身份直接與電力調(diào)度機構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議，不受位置限制。通過共享互聯(lián)和統(tǒng)一調(diào)度，可實現(xiàn)更大的新能源出力效率和投資效益。
《通知》要求，對于納入自治區(qū)獨立新型儲能規(guī)劃的獨立新型儲能電站向公用電網(wǎng)的放電量執(zhí)行補償。以“放電量”執(zhí)行補償，而不是“裝機量”補償，補償標準一年一定。可以真實反映儲能的有效容量價值，避免項目享受容量補償后出現(xiàn)“躺平”情況，促進不同技術(shù)路線之間的良性競爭。
鄭華認為，磷酸鐵鋰電池儲能存在標稱功率和容量難于動態(tài)監(jiān)測問題，在運行中難以像傳統(tǒng)火電機組一樣實現(xiàn)在線監(jiān)測和檢測，因此，采用放電量補償更為簡單有效。
◆過渡政策路線
事實上，業(yè)內(nèi)早已反映同為電網(wǎng)調(diào)節(jié)資源，國家已經(jīng)出臺抽水蓄能容量電價機制。但發(fā)展空間更大的新型儲能，卻無法同等享受容量電價政策，面臨不公平競爭，發(fā)展速度和質(zhì)量嚴重受限。
目前，抽水蓄能以兩部制電價政策為主，其中容量電價可以形象地理解為固定電話的座機費，用于補償儲能設施的固定資產(chǎn)投資；電量電價類似電話費，企業(yè)以實際發(fā)生的交易電量獲得收入。
近年來，甘肅、新疆、山東、河北等地陸續(xù)探索出臺針對新型儲能的容量補償或電價政策，比如，甘肅電網(wǎng)側(cè)獨立儲能按其額定容量參與調(diào)峰容量市場，補償上限是300元/兆瓦·日；新疆為獨立儲能提供0.2元/千瓦時的容量補償，2024年補償標準調(diào)整為0.16元/千瓦時，2025年補償標準進一步退坡至0.128元/千瓦時。
“在缺乏長效的電力市場機制和盈利模式下，各地容量補償力度不足，補償收效甚微。”業(yè)內(nèi)專家向《中國能源報》記者指出，容量電價可有效應對安全調(diào)節(jié)不確定性帶來的儲能收入不確定性，受到儲能企業(yè)熱捧。但是，超過電網(wǎng)靈活調(diào)節(jié)資源需求量過度采用這一商業(yè)模式將拉高電力系統(tǒng)安全調(diào)節(jié)總成本，增加全體電力用戶負擔。
《通知》明確補償費用，以月度為周期在發(fā)電機組(廠站)間根據(jù)裝機容量分攤。電網(wǎng)企業(yè)按月測算補償資金規(guī)模和各發(fā)電機組(廠站)的分攤費用，向各發(fā)電廠發(fā)布?！皢挝蝗萘繉嶋H發(fā)電能力和對電網(wǎng)貢獻度來看，煤電容量效果最佳、光伏最差，從電力系統(tǒng)運行經(jīng)濟性角度，容量效果最差電源理應承擔更多成本。同時，用戶電價承受能力有限，只能讓電源側(cè)分攤?！睒I(yè)內(nèi)人士稱。
◆最終走向市場化
各地容量補償政策對儲能發(fā)展利好，但加快容量市場建設更符合長遠發(fā)展。
“容量補償機制以政府定價為主，這種確定性的補償價格難以反映電力系統(tǒng)中長期容量需求的周期性變化以及市場技術(shù)創(chuàng)新，長期看容易造成資源錯配。應該是通過市場化手段來解決，建立容量市場。”業(yè)內(nèi)專家指出，這個容量市場中不再區(qū)分技術(shù)路線，靈活性煤電、氣電、新能源、儲能(抽蓄、新型儲能)等各類調(diào)節(jié)資源都可參與。
國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)的《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則(試行)》明確要求，各地結(jié)合實際需要探索建立市場化容量補償機制，用于激勵各類電源投資建設、保障系統(tǒng)發(fā)電容量充裕度、調(diào)節(jié)能力和運行安全。開展現(xiàn)貨市場的地區(qū)，要做好市場限價、市場結(jié)算、發(fā)電成本調(diào)查等與容量補償機制的銜接。具備條件時，可探索建立容量市場。
“容量補償機制最終都要過渡到容量市場?！睒I(yè)內(nèi)專家指出，目前，我國容量市場在加緊研究中，其中一項重要環(huán)節(jié)就是對中長期容量需求進行預測，通過競價形成價格，但我國缺乏成熟的容量需求曲線設計、市場出清規(guī)則和考核機制。不同類型調(diào)節(jié)資源的貢獻度、有效容量評估存在困難，難以直接對標煤電，需要建立科學的測算方法。部分區(qū)域、領域已建立容量補償，過渡到市場化需要打破現(xiàn)有利益格局，會遭遇一定阻力。整體來看，平衡宏觀調(diào)控和市場機制，確保各類電源公平競爭，是容量市場建設的焦點和難點。
業(yè)內(nèi)專家建議，分步驟、分階段推進容量市場建設。短期持續(xù)完善各地容量補償機制，逐步引入市場化元素，比如，山東對多類資源按可靠容量補償；中期在現(xiàn)貨市場成熟地區(qū)開展區(qū)域容量市場試點；長期致力于建立全國統(tǒng)一容量市場，統(tǒng)籌優(yōu)化各類資源，以經(jīng)濟最優(yōu)方式實現(xiàn)最高調(diào)節(jié)能力提升。
