發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，發展速度和質量嚴重受限。

日前，新疆發改委印發《關于建立健全支持新型儲能健康有序發展配套政策的通知》（以下簡稱《通知》），提出建立獨立儲能容量電價補償機制，在國家出臺統一新型儲能容量電價政策前，對新疆投運的獨立儲能先按照放電量實施0.2元/千瓦時的容量補償。

事實上，早在2022年兩會期間，全國政協委員、寧德時代董事長曾毓群就曾在提案中提出，針對抽水蓄能，國家已經出臺了容量電價機制。但發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，發展速度和質量嚴重受限。建議參照抽水蓄能建立適用新型儲能特點的容量電價政策，給企業形成穩定合理的收益空間。

(資料圖)

新疆試行獨立儲能容量電價，讓新型儲能容量電價的呼吁落地。那么，國家出臺統一新型儲能容量電價政策是否也漸行漸近？

發展新型儲能是當務之急

新疆擁有豐富的風光資源以及沙漠、戈壁、荒漠等土地資源，是國家規劃建設的大型清潔能源基地，也是我國“西電東送”的重要送電端。目前，新疆已建成哈密千萬千瓦級新能源基地和8個百萬千瓦級新能源集聚區。同時，正在加快推進準東、哈密北、南疆等千萬千瓦級新能源產業基地規劃布局。

隨著新疆風電和光伏裝機容量的快速提升，新能源與生俱來的波動性、間歇性也給電網的安全穩定運行帶來前所未有的挑戰，亟需儲能平抑新能源波動性、提升消納能力、增強并網性能。近兩年，新疆密集出臺加快新型儲能發展的政策文件。比如，2022年3月，新疆發改委發布《服務推進自治區大型風電光伏基地建設操作指引（1.0版）》，打破了新能源配儲常規模式，允許建設4小時以上時長儲能項目的企業，配建等同于儲能規模4倍的風電光伏發電項目。以“建設儲能”拿“風光項目”。

“目前，我區電力系統靈活調節占比不到4%，遠不能滿足波動性風光電并網規模快速增長的要求。”新疆發改委于今年1月28日發布的《貫徹落實黨的二十大精神 推進我區新型儲能綠色低碳高質量發展》指出，發展新型儲能是長久之計，也是當務之急，并提出構建新型儲能容量市場，明確給予新型儲能與抽水蓄能相同的容量電價機制，建立新型儲能價格疏導機制，由源、網、荷共同承擔儲能發展成本。

中關村儲能產業技術聯盟專家蘇常勝向記者指出，容量電價機制是支撐儲能企業健康有序發展的重要舉措。新疆統籌獨立儲能發展規劃和用戶側統一承受能力，并試行0.2元/千瓦時的獨立儲能容量電價，可為儲能企業有效增加固定直接收益，顯著提升盈利能力，對在其他地區推廣具有借鑒意義。

補償儲能項目收益不足問題

那么，容量電價該由誰來買單？這是業內最關心的問題。

目前，抽水蓄能以兩部制電價政策為主，其中電量電價按照實際發生的交易電量計算電價；容量電價主要用于彌補電力企業的固定資產投資，并建立了將容量電費納入輸配電價回收的機制。

《通知》明確，獨立儲能容量電價補償所需資金暫由全體工商業用戶共同分攤，電網企業按月根據補償資金規模和工商業用電量測算分攤標準。“逐步推進儲能價格向用戶側傳導，合理疏導成本、獲取收益。”蘇常勝說，新疆獨立儲能正處于起步階段，傳導至用戶側的成本相對較低，有助于推進用戶側采用儲能技術減少下網用電，鼓勵用戶側儲能建設的積極性。

華北電力大學教授鄭華同樣向記者表示，《通知》確定新疆獨立儲能容量電價政策執行至2025年。按照新疆近幾年的儲能規模，這一政策并不會對分攤用戶造成較大的電費上漲壓力。不過，后續隨著新型儲能規模的擴大，其疏導對象和方式也需進一步優化調整。

事實上，新疆并不是第一個出臺容量電價的地區。2022年8月，山東省發改委、山東省能源局發布《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》，對參與電力現貨市場的示范項目按2倍標準給予容量補償。山東省相關部門隨后進一步發文明確，在保持容量補償費用總體水平基本穩定的基礎上，參考現貨電能量市場分時電價信號，研究探索基于峰荷責任法的容量補償電價收取方式；當年9月，甘肅能源監管辦發布的《甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則》（征求意見稿）提出，電網側獨立儲能按其額定容量參與調峰容量市場，共享儲能租賃后剩余容量，在滿足獨立運行條件下，可參與調峰容量市場，補償上限是300元/兆瓦·日。

“山東執行的是基于峰荷責任法的補償機制，甘肅執行的是具有價格帽的競價補償機制，新疆則是基于固定價格的補償機制。”鄭華指出，儲能容量電價機制的主要作用是補償新型儲能在電能量市場和輔助服務中收益不足的問題。已出臺容量電價機制地區的補償額度，是基于各地新型儲能的整體收益情況反推測算出來的補償額度，在文件有效期內可以保障新型儲能的基本收益水平。

全國普及難度較大

記者注意到，《通知》提及，在國家出臺統一新型儲能容量電價政策前，對新疆投運的獨立儲能實施容量補償。這是否意味著，國家層面統一的新型儲能容量電價機制即將出臺？

一位不愿具名的電池儲能產業專家向記者透露，相關部門已多次開展新型儲能容量電價政策方面的研討，但新型儲能技術路線較多，各儲能技術的進展程度、成本價格又存在較大差異，如果按照同等收益條件簡單計算，又存在公平性問題，實施難度較大。

據記者了解，盡管新型儲能備受矚目，但目前其體量規模、作用效果仍難與抽水蓄能相提并論。抽水蓄能電站具有公共屬性，可以實現電力系統的最優配置。而電化學儲能較為分散，無法體現像抽水蓄能那樣的調壓、系統備用和黑啟動等多項輔助服務價值，電網系統不能直接對其進行調度。這也是出臺國家統一新型儲能容量電價頗具爭議的地方。

某儲能企業高管向記者坦言，容量電價可以增加項目固定收益，利好儲能企業，但具體也要看執行效果。目前，新疆以解決風光消納為主要目標來配置儲能，根據《服務推進自治區大型風電光伏基地建設操作指引（1.0版）》，要求配置25%、時長4小時的儲能。“這意味著，40億元的光伏投資需要配置16億元儲能項目，企業投資回報壓力非常大。企業對于優先調度制、調度次數時長、給予輔助服務補償機制同樣有強烈需求。”

鄭華進一步指出，容量電價并不是萬能的，短期可以起到一定作用，但中長期還是需要通過完善的市場化機制來驅動。

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