同样都是“储能”，政策为何“厚此薄彼”？对新型储能实施容量电价是否可行？

 

新型储能遭遇政策不公？

 

曾毓群认为，当前，以电化学储能为主的新型储能技术具备毫秒级快速响应和双向调节的优势，不受地理条件限制且建设周期短，可提高电网事故快速恢复能力、减少负荷损失，且在电力系统的源、网、荷侧都可根据需求灵活部署。“容量电价是提升储能电站综合效益的重要措施和手段。应破除制约市场竞争的各类障碍和隐性壁垒，参照抽水蓄能建立适应新型储能特点的容量电价政策。”

 

“新型储能对容量电价政策的诉求一直存在，且较为强烈。我们认为既然新型储能和抽水蓄能干一样的活，发挥同样的系统价值，就应当给予同样的政策。”有电力行业从业者向记者表示。

 

“这听起来好像很公平。”抽水蓄能行业从业者杨耀廷对此持不同意见。他直言，抽水蓄能是最成熟的储能技术，和电化学储能规模存在量级差异。

 

以河北丰宁抽水蓄能电站为例，其装机容量达到360万千瓦，可满足整个区域电网系统的调峰需求。“一座装机容量120万千瓦时的日调节抽水蓄能电站，不考虑超发，日设计发电量可达到720万千瓦时。这是其他储能技术无法企及的规模优势。”杨耀廷说。

 

从使用寿命来看，抽水蓄能使用期限长达百年，而电化学储能循环次数一般为5000—8000次。“以成本监审周期40年计算，电化学储能要和抽水蓄能满足同样市场需求，其全生命周期需要采购3次设备，综合造价成本非常高。其他新型储能技术如压缩空气储能、飞轮储能应用场景更是有限。”杨耀廷进一步说。

 

一位不愿具名的专家进一步指出，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。而电化学储能无法体现抽水蓄能调压、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。“新能源侧的电化学储能是为了缓解弃风弃光问题，完成电力上网要求，实际效果与抽水蓄能并不能相提并论。”

 

“谁来买单”的核心难题待解

 

值得注意的是，去年7月，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》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。

 

“电网侧独立储能被电网直接调用，这些项目主要靠调峰调频获取辅助服务费，收益较为单一，对政策支持的需求较为迫切。但是探讨电源侧和用户侧储能的容量电价意义不大。”上述电力行业从业者举例解释，工业园区的高耗能企业自建储能设施，低谷电价充电，用电高峰放电，可减少自身成本支出；对于新能源侧储能配套建设项目，企业在配建之前就需要算好经济帐，财务指标预期比较明确。与电网侧储能相比，成本矛盾并不突出。

 

记者了解到，实际上，虽然政策已经明确，但“谁来买单”这一核心问题尚未解决。

 

“抽水蓄能容量电价由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收，实际上是由用户买了单。”杨耀廷指出，规模和单位系统造价构成了容量电价的计算基础。电化学储能成本是抽水蓄能成本的3-4倍，如果按照同等收益条件简单计算，其单体成本和系统公平性都将面临挑战。

 

“相关部门还在研讨，目前没有出台具体的实施方案。”上述电力行业从业者进一步指出，不同于抽水蓄能的“全国一盘棋”便于管理，新型储能技术路线较多、颇为复杂，“容量电价如何实施，需要做好前期规划。”

 

成本纾解关键在于商业模式

 

“有必要指出的是，明确规范是政策执行的前提。但目前政策尚未确立储能纳入输配电价的边界与条件，也未建立储能作为电网替代性方案所产生的系统性成本与收益的评估方法。”中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬指出，要对保障电网安全的储能资产进行系统性成本与效益评估，并依据评估结果考虑是否将其纳入输配电价。未来我国还需针对纳入输配电价的储能建立相应的监管方法与体系，对资产成本、收益来源、投资主体等进行有效监管。

 

 

在岳芬看来，我国新能源侧强制或鼓励配套的储能设施，以及参与辅助服务市场的储能设施，其系统性成本与收益，以及相关受益主体尚未得到详细且明晰的估值，成本也有待疏导，以致政策的有效性和可持续性较差。

 

“电化学储能是重要的灵活性调节资源，盈利不能只靠电价政策，也应从运行角度考虑。”上述专家认为，从这一角度看，容量电价并不是解决电化学储能成本压力的好办法。

 

岳芬进一步指出，想要纾解新型储能成本，关键还在于建立切实可行的商业模式，尽快建立能够反映电力资源稀缺属性的电价机制或现货市场价格机制。在现货市场建设过程中要考虑设计体现时序和地区特性差别的电价机制，“一方面引导用户用电行为与发电规律相匹配；另一方面通过发现价格反映储能等灵活性资源的市场价值。”