完善发电侧容量电价机制文件出炉

　　首次在国家层面提出有序建立发电侧可靠容量补偿机制

　　1月30日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（下称《通知》），对煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源的容量电价政策进行系统完善，并首次在国家层面提出有序建立发电侧可靠容量补偿机制。

　　相关专家认为，这标志着国家在电力市场建设方面推出了又一关键政策，为调节电源构建稳定的收益补偿渠道，将有力保障其生存与发展。在政策支持下，新型储能有望迎来更快发展。

　　有序建立发电侧可靠容量补偿机制

　　近年来，新能源已成为我国第一大装机电源类型，但其随机性、间歇性特征对电力系统安全稳定运行提出更高要求。煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源，在顶峰保供、系统调节中的作用愈发凸显。但“备用多，使用少”的运行特性，使其固定成本长期难以通过电能量市场充分回收。

　　国家发展改革委、国家能源局有关负责人在解读《通知》时表示，通过发放“保底工资”的制度性安排，推动相关电源顶峰时发电保供、平时为新能源让路，保障电力系统安全平稳运行，有力促进新能源消纳利用。

　　一是煤电、气电。各地将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，即每年每千瓦165元；可参照煤电容量电价的确定方法建立气电容量电价机制。

　　二是抽水蓄能。《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（下称“633号文件”）明确提出，逐步实现抽水蓄能电站主要通过参与市场回收成本、获得收益。《通知》完善了抽水蓄能容量电价机制：对633号文件出台前开工建设的电站，维持现行价格机制不变，具体由各地制定或校核；对633号文件出台后开工建设的电站，实行“一省一价”，由各地按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价，同时电站自主参与电力市场，获得的收益由电站和用户分享。

　　三是电网侧独立新型储能。《通知》提出，各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。

　　新型储能或迎来更快发展

　　值得注意的是，《通知》提到，对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价，这标志着新型储能的重要系统价值得到全国层面的制度性确认。

　　厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受上海证券报记者采访时表示，《通知》将进一步推动储能领域发展。储能是当前电力系统的“堵点”，独立储能建设能够有效解决这一瓶颈。一旦解决了储能这个关键问题，电力的消纳能力得到提升，风电和光伏的发展也将更加顺畅。

　　国电南瑞相关储能专家在接受上海证券报记者采访时表示，目前，10万千瓦/4小时新型储能电站单位千瓦投资约3200元。以甘肃为例，在容量电价政策支持下，4小时充电时长的储能最多可获取220元/千瓦/年的固定容量电费，再加上独立储能参与辅助服务市场和现货市场的收益，已经可以实现商业运行。根据《通知》明确的内容，预计容量电价政策给储能带来的收入能占到总收益的三成。

　　“政策既有创新，也有传承。”国家电投经济技术研究院总经理李鹏表示，对于近年来迅速发展的新型储能，《通知》按照顶负荷高峰的能力给予容量电价，顶峰能力强、运行稳定可靠、充放电效率高的新型储能将获得更高收益，前期甘肃、宁夏、湖北出台的新型储能容量电价政策完全符合新政策的要求。随着碳酸锂产能持续释放，以及“光储同寿”“零衰减”等技术不断成熟，新型储能在成本、寿命和系统适配性方面的优势将进一步显现，未来将在新型电力系统中发挥更加重要的调节作用。