新疆试水独立储能容量电价

　　发展空间更大的新型储能，却无法同等享受容量电价政策，面临不公平竞争，发展速度和质量严重受限。

　　日前，新疆发改委印发《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》(以下简称《通知》)，提出建立独立储能容量电价补偿机制，在国家出台统一新型储能容量电价政策前，对新疆投运的独立储能先按照放电量实施0.2元/千瓦时的容量补偿。

　　事实上，早在2022年两会期间，全国政协委员、宁德时代董事长曾毓群就曾在提案中提出，针对抽水蓄能，国家已经出台了容量电价机制。但发展空间更大的新型储能，却无法同等享受容量电价政策，面临不公平竞争，发展速度和质量严重受限。建议参照抽水蓄能建立适用新型储能特点的容量电价政策，给企业形成稳定合理的收益空间。

　　新疆试行独立储能容量电价，让新型储能容量电价的呼吁落地。那么，国家出台统一新型储能容量电价政策是否也渐行渐近?

发展新型储能是当务之急

　　新疆拥有丰富的风光资源以及沙漠、戈壁、荒漠等土地资源，是国家规划建设的大型清洁能源基地，也是我国“西电东送”的重要送电端。目前，新疆已建成哈密千万千瓦级新能源基地和8个百万千瓦级新能源集聚区。同时，正在加快推进准东、哈密北、南疆等千万千瓦级新能源产业基地规划布局。

　　随着新疆风电和光伏装机容量的快速提升，新能源与生俱来的波动性、间歇性也给电网的安全稳定运行带来前所未有的挑战，亟需储能平抑新能源波动性、提升消纳能力、增强并网性能。近两年，新疆密集出台加快新型储能发展的政策文件。比如，2022年3月，新疆发改委发布《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引(1.0版)》，打破了新能源配储常规模式，允许建设4小时以上时长储能项目的企业，配建等同于储能规模4倍的风电光伏发电项目。以“建设储能”拿“风光项目”。

　　“目前，我区电力系统灵活调节占比不到4%，远不能满足波动性风光电并网规模快速增长的要求。”新疆发改委于今年1月28日发布的《贯彻落实党的二十大精神 推进我区新型储能绿色低碳高质量发展》指出，发展新型储能是长久之计，也是当务之急，并提出构建新型储能容量市场，明确给予新型储能与抽水蓄能相同的容量电价机制，建立新型储能价格疏导机制，由源、网、荷共同承担储能发展成本。

　　中关村储能产业技术联盟专家苏常胜向《中国能源报》记者指出，容量电价机制是支撑储能企业健康有序发展的重要举措。新疆统筹独立储能发展规划和用户侧统一承受能力，并试行0.2元/千瓦时的独立储能容量电价，可为储能企业有效增加固定直接收益，显著提升盈利能力，对在其他地区推广具有借鉴意义。

　补偿储能项目收益不足问题

　　那么，容量电价该由谁来买单?这是业内最关心的问题。

　　目前，抽水蓄能以两部制电价政策为主，其中电量电价按照实际发生的交易电量计算电价;容量电价主要用于弥补电力企业的固定资产投资，并建立了将容量电费纳入输配电价回收的机制。

　　《通知》明确，独立储能容量电价补偿所需资金暂由全体工商业用户共同分摊，电网企业按月根据补偿资金规模和工商业用电量测算分摊标准。“逐步推进储能价格向用户侧传导，合理疏导成本、获取收益。”苏常胜说，新疆独立储能正处于起步阶段，传导至用户侧的成本相对较低，有助于推进用户侧采用储能技术减少下网用电，鼓励用户侧储能建设的积极性。

　　华北电力大学教授郑华同样向《中国能源报》记者表示，《通知》确定新疆独立储能容量电价政策执行至2025年。按照新疆近几年的储能规模，这一政策并不会对分摊用户造成较大的电费上涨压力。不过，后续随着新型储能规模的扩大，其疏导对象和方式也需进一步优化调整。

　　事实上，新疆并不是第一个出台容量电价的地区。2022年8月，山东省发改委、山东省能源局发布《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿。山东省相关部门随后进一步发文明确，在保持容量补偿费用总体水平基本稳定的基础上，参考现货电能量市场分时电价信号，研究探索基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式;当年9月，甘肃能源监管办发布的《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》(征求意见稿)提出，电网侧独立储能按其额定容量参与调峰容量市场，共享储能租赁后剩余容量，在满足独立运行条件下，可参与调峰容量市场，补偿上限是300元/兆瓦·日。

　　“山东执行的是基于峰荷责任法的补偿机制，甘肃执行的是具有价格帽的竞价补偿机制，新疆则是基于固定价格的补偿机制。”郑华指出，储能容量电价机制的主要作用是补偿新型储能在电能量市场和辅助服务中收益不足的问题。已出台容量电价机制地区的补偿额度，是基于各地新型储能的整体收益情况反推测算出来的补偿额度，在文件有效期内可以保障新型储能的基本收益水平。

全国普及难度较大

　　记者注意到，《通知》提及，在国家出台统一新型储能容量电价政策前，对新疆投运的独立储能实施容量补偿。这是否意味着，国家层面统一的新型储能容量电价机制即将出台?

　　一位不愿具名的电池储能产业专家向《中国能源报》记者透露，相关部门已多次开展新型储能容量电价政策方面的研讨，但新型储能技术路线较多，各储能技术的进展程度、成本价格又存在较大差异，如果按照同等收益条件简单计算，又存在公平性问题，实施难度较大。

　　据记者了解，尽管新型储能备受瞩目，但目前其体量规模、作用效果仍难与抽水蓄能相提并论。抽水蓄能电站具有公共属性，可以实现电力系统的最优配置。而电化学储能较为分散，无法体现像抽水蓄能那样的调压、系统备用和黑启动等多项辅助服务价值，电网系统不能直接对其进行调度。这也是出台国家统一新型储能容量电价颇具争议的地方。

　　某储能企业高管向记者坦言，容量电价可以增加项目固定收益，利好储能企业，但具体也要看执行效果。目前，新疆以解决风光消纳为主要目标来配置储能，根据《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引(1.0版)》，要求配置25%、时长4小时的储能。“这意味着，40亿元的光伏投资需要配置16亿元储能项目，企业投资回报压力非常大。企业对于优先调度制、调度次数时长、给予辅助服务补偿机制同样有强烈需求。”

　　郑华进一步指出，容量电价并不是万能的，短期可以起到一定作用，但中长期还是需要通过完善的市场化机制来驱动。

　　来源：中国能源报 记者 卢奇秀