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文 | 中国能源报 卢奇秀
甘肃省发改委7月14日发布《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》（以下简称《通知》），提出支持煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，推动新型储能有序发展，充分发挥支撑调节作用，逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部制电价。煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，执行期限2年。
据了解，《通知》是全国首个省级层面独立制定的容量电价机制，其创新实施的“全容量补偿+火储同补”模式，在新能源高比例渗透背景下，对稳定电力系统、保障投资回报和推动储能发展具有重要意义。
迫切需求灵活性调节资源
甘肃能源资源富集，高比例新能源装机迫切需要灵活性调节资源。考虑到“风光”在用电高峰时段提供可靠电力供应的能力有限，抽蓄电站尚处建设初期，《通知》实施范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧新型储能。
自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉认为，《通知》亮点在于甘肃在落实国家容量电价政策基础上更进一步，对煤电进行全容量固定成本补偿，固定成本回收比例从原来的30%升至100%，实现煤电固定成本补偿“一步到位”。此外，甘肃还将新型储能、水电、风电、光伏等其他类型装机纳入适用范围，并根据其对系统容量支撑的贡献给予不同水平的容量系数，为激励“风光”资源通过配储或其他技术手段提供有效容量和自主支撑能力留下空间。
黄辉指出，“十四五”期间新能源装机、电量快速增长，火电功能定位转变、利用小时数持续下降。在此背景下，甘肃进一步扩大容量补偿机制的覆盖范围，推动容量电价和电能量电价解耦，对于厘清电能量、辅助服务、容量电价之间的边界起到了很好的示范作用，可以更好地兼顾电力市场长期稳定与短期效率之间的平衡。
业内人士进一步指出，甘肃将电网侧新型储能纳入补偿范围，首创“火储同补”模式，赋予储能与煤电同等容量主体地位。包括新型锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等，与煤电机组享受同等年度暂定标准——330元/千瓦。
新型储能容量电价，业内呼吁已久。截至今年6月底，我国新型储能装机已接近1亿千瓦，规模已超抽蓄。从应用效果上看，新型储能切实发挥了解决峰时电网保供难题、可再生能源消纳、快速爬坡、短时调频的作用，应赋予容量电价。
黄辉指出，随着取消新能源强制配储，容量租赁模式逐步退出，单靠现货市场价差和少量的辅助服务难以支撑新型储能的发展。出台针对独立储能的容量电价机制，使独立储能能够获得与容量相关、可预期且可持续的现金流，合理补偿新型储能固定成本，已成为推动新型储能发展和电力行业低碳转型的迫切需求。
中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻也向《中国能源报》记者表示，现阶段独立储能仅通过参与现货市场和辅助服务市场获得收益，仍难以覆盖其投资运营成本，已投运项目面临生存压力，待建项目观望情绪浓厚。甘肃储能容量电价机制的发布，对稳定投资预期、做好市场平稳过渡具有重要意义。“同时，机制设计引入有效容量折算系数和容量供需系数，通过合理的补偿激励电站发挥作用，同时也避免非理性投资。”
对下游用户用电成本影响不大
早在2021年，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》就明确，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本、收益纳入输配电价回收。虽然政策已明确，但“谁来买单”这一核心问题一直备受争议。
《通知》提出，容量电费按照月度外送电量（不含直流配套电源）和省内全体工商业用户月度用电量比例分摊，由国网甘肃省电力公司按月发布、滚动清算。
黄辉指出，工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。容量电价被纳入系统运行费用，向用户侧疏导。短期看，容量电价主要会引起市场化的上网电价和系统运行费用发生变化，从目前甘肃政策暂时只纳入煤电和电网侧新型储能看，容量电价固定成本基本全覆盖后，煤电机组通过电能量市场传导的是煤电的燃料等可变成本，加上新能源入市和现货市场的全面推开，像甘肃这类新能源占比较高且供需相对宽松的省份，预计电能量价格会下降。尽管容量电价需传导至用户，但电能量价格下降，整体看价格不会明显增加用户用电成本。再看电网侧新型储能的影响，目前甘肃电网侧新型储能规模在100万千瓦左右，折算有效容量估计在45万千瓦左右，分摊到第二、第三产业用电量上，价格水平不到0.001元/千瓦时，对下游用户用电成本影响不大。
“一方面，机制设计从系统容量实际需求出发，通过引入容量供需系数，客观体现真实的市场供需，容量费用分摊的总量可调可控，因此容量电费不会因参与主体类型的扩大而单调递增；另一方面，《通知》提出进行容量成本补偿后，将调整现货市场价格机制，申报上限从0.65元/千瓦时下调至0.5元/千瓦时，这种调整将会进一步限制甘肃现货市场交易电价水平。”李臻认为，整体看，容量电价机制对于用户电价的影响主要体现在电价结构上，如在系统运行费用下设“发电侧容量电费”科目，进行单独反映，系统运行费和电量电费所占比例可能会有所调整，但总体电价水平不会明显改变。从系统角度看，新型储能成本不断下探，技术经济性不断提升，能够有效保障新型电力系统安全稳定运行，提升系统运行效率，从而降低系统整体的运行成本。
最终走向市场
事实上，新疆、山东、河北等地已就新型储能容量补偿、容量电价激励机制进行差异化探索。
黄辉指出，目前容量电价主要还是基于成本补偿考虑，但在有效容量评估方法、补偿方式、补偿标准、补偿期限上存在不同，并无绝对优劣，要因地制宜。在一些对储能有频繁调用需求的省区，比如新疆、内蒙古这类新能源高比例的地方，通过放电量来给予补偿，可以更好激发储能实际调用。而在一些日内2—4小时、全年30—90天顶峰保供的地区，调用频次、放电量不高，更适合用容量补偿的方式。
我国电力市场建设步伐不断加快，新能源全面入市后，系统调节需求和容量需求将更为突出，国家层面已基本明确容量电价机制的设计思路——即过渡期建立市场化容量补偿机制，远期建立容量市场，并以市场为导向确定容量需求和容量价值。
黄辉进一步表示，新型储能的容量成本补偿机制仍会在一定时期内存在，且会发挥较好的激励新型储能发展的作用。中长期看，参考英国、美国PJM等容量市场建设情况，通过建立多元化资源参与交易的容量市场，才能真正实现资源的高效配置，通过竞争发现价格，充分反映容量资源的稀缺程度和价值。“十五五”期间，可在市场机制相对成熟、现货市场连续稳定运行的山东、广东等省份，逐步引入多元资源品种，建立简单且操作性强的容量市场试点，并在此基础上逐步完善。
如何调和各种技术路线进展和成本差异？李臻指出，对于发电侧、储能、需求响应等各类能源资源，通过有效容量折算，建立公平的同台竞价模式，对系统所需的有效容量进行合理补偿。此外，为鼓励新兴技术的示范应用，如长时储能技术等，市场初期可以考虑在有效容量折算方面予以一定倾斜，在有条件的地区先行先试，推动技术进步和成本下降。
业内人士进一步指出，新型储能技术多样且存在成本差异，若按不同成本予以补偿，会导致容量电价机制复杂和公平性问题。按照当下的行业共识，应基于等效载荷等可靠性标准下评估真实容量贡献度，并参照某一主流标的物标准进行补偿，逐步过渡到通过容量市场进行拍卖。因此，新型储能产业还是要回归电力系统所需要的价值本身进行研发和投资布局。