獨立儲能作為新型電力系統(tǒng)中重要的調(diào)節(jié)性電源，其提供的容量價值對于保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行具有重要作用。目前，新型電力系統(tǒng)中其他重要的容量價值提供者如抽水蓄能及火電的容量電價機制已基本明確，推動了行業(yè)的發(fā)展，獨立儲能容量電價機制應(yīng)納入下一步政策制定規(guī)劃。在此背景下，筆者將回顧容量電價機制的設(shè)立初衷，分析火電及抽水蓄能容量電價的定價邏輯，在對獨立儲能資產(chǎn)特性進行分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合現(xiàn)有容量電價機制的啟示，形成適用于獨立儲能的容量電價定價邏輯，并初步探討?yīng)毩δ苋萘侩妰r的補償強度。

(來源：微信公眾號“中國電力企業(yè)管理”作者：封開，王政超)

建立獨立儲能容量電價機制的必要性

容量電價機制本質(zhì)上是對發(fā)電機組容量價值的補償機制，與機組發(fā)電的邊際成本無關(guān)，即與發(fā)電量無關(guān)，而是與其滿足電力系統(tǒng)負荷調(diào)節(jié)需求所能提供的容量有關(guān)。容量電價以抽水蓄能、火電、獨立儲能等電源所提供的有效容量為單位，設(shè)定相應(yīng)收益，目的在于對電站的維護費用、利息支出、折舊費用等固定成本進行一定程度覆蓋，覆蓋強度視電站的整體盈利能力而定，屬于補償性質(zhì)。

獨立儲能作為新型電力系統(tǒng)中重要的容量價值提供者，目前并沒有相應(yīng)的容量電價機制。盡管多數(shù)省份都出臺了獨立儲能參與電力市場交易相關(guān)的政策，但當前電力市場交易結(jié)果難以滿足獨立儲能回收固定成本的需要，而且更多體現(xiàn)的是電能量價值而非容量價值，獨立儲能的收益需要通過容量租賃等形式進行補足。究其原因，一是獨立儲能在現(xiàn)有電力市場中無法充分體現(xiàn)其容量價值。當前反映儲能容量價值和靈活性價值的主要是調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)市場，但各省獨立儲能運行經(jīng)驗相對較少，相關(guān)交易規(guī)則的設(shè)計及交易定價主要參考火電，并不完全匹配獨立儲能資產(chǎn)特性，導致無法準確客觀反映獨立儲能容量價值;二是獨立儲能實際利用小時數(shù)低。獨立儲能作為新興市場主體，與電力系統(tǒng)整體運行仍需要磨合，現(xiàn)階段大部分區(qū)域獨立儲能的調(diào)用次數(shù)較少，進一步限制了獨立儲能通過輔助服務(wù)市場回收固定成本的能力。

因此，出臺針對獨立儲能的容量電價機制，使獨立儲能能夠獲得與容量相關(guān)、可預(yù)期且可持續(xù)的現(xiàn)金流，合理補償獨立儲能固定成本已成為推動獨立儲能行業(yè)發(fā)展迫在眉睫的需求。

現(xiàn)有容量電價機制的定價邏輯

基于成本視角定價的抽水蓄能

抽水蓄能電站受地理位置、施工條件等影響，不同電站建設(shè)成本差異巨大，因此影響抽水蓄能電站容量電價核算方式和定價邏輯的核心因素是建設(shè)成本，建設(shè)成本越高則補償強度越大。

2021年，國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》(發(fā)改價格〔2021〕633號)明確提出，抽水蓄能容量電價按經(jīng)營期定價法核定，即按照資本金內(nèi)部收益率對電站經(jīng)營期內(nèi)年度凈現(xiàn)金流進行折現(xiàn)，以實現(xiàn)經(jīng)營期內(nèi)現(xiàn)金流收支平衡為目標核定容量電價。在此基礎(chǔ)上，國家發(fā)改委《關(guān)于抽水蓄能電站容量電價及有關(guān)事項的通知》(發(fā)改價格〔2023〕533號)公布了在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站容量電價，各抽水蓄能電站容量電價均為單獨核定，容量電價從823.34元/千瓦·年至289.73元/千瓦·年不等，體現(xiàn)出地理位置、機組選型等建設(shè)成本因素差異對抽水蓄能容量電價水平的重要影響。

基于收入視角定價的煤電

煤電容量電價的核心定價邏輯，是機組所在區(qū)域的電源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型程度，轉(zhuǎn)型越快則補償強度大。隨著新能源裝機比例不斷提高，煤電逐漸由主力電源向應(yīng)急、調(diào)峰等調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)型，機組發(fā)電小時數(shù)不斷下降，若僅依靠發(fā)電量收入，則勢必出現(xiàn)虧損，因此需要出臺合理的容量成本補償機制以部分覆蓋煤電機組固定成本支出，滿足長期運營需要。

2023年，國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》(發(fā)改價格〔2023〕1501號)明確提出，煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定，2024~2025年，多數(shù)省區(qū)按照回收固定成本的30%左右來確定容量電價水平，湖南、重慶、四川、青海、云南五個煤電功能轉(zhuǎn)型較快的省份按50%的回收比例執(zhí)行，2026年起，各省份進一步提升回收比例至不低于50%。上述五個省份或是新能源占比較高、送出及消納壓力較大，或是新能源裝機新增較快、對煤電機組發(fā)揮調(diào)節(jié)能力有旺盛需求，煤電的主要收入來源為電量收入而非容量價值收入，在此情況下轉(zhuǎn)型快的省份煤電盈利能力相對較低。本輪主管部門對煤電容量電價的定價，顯然是將煤電機組在電力系統(tǒng)中的角色轉(zhuǎn)型程度作為確定容量電價對固定成本覆蓋比例的核心錨點。

獨立儲能容量電價機制的定價邏輯

充分考慮獨立儲能

固定成本的波動性

未來，主管部門如果推出獨立儲能容量電價政策，定價可以參考煤電及抽水蓄能“覆蓋一定比例年固定成本支出”的思路，確定獨立儲能容量電價政策方向。目前，部分省區(qū)采取的儲能容量租賃指導價格(詳見表1)實際與該思路類似：

參考抽水蓄能，獨立儲能在制定容量電價定價時，應(yīng)充分考慮產(chǎn)業(yè)鏈價格下降(詳見圖)對獨立儲能固定成本變動的影響，形成基于建成時間維度的差異化、梯次化的容量電價，并定期、動態(tài)調(diào)整容量電價水平。如近期河北省發(fā)改委出臺的《關(guān)于制定支持獨立儲能發(fā)展先行先試電價政策有關(guān)事項的通知》(冀發(fā)改能價[2024]172號)，明確2024年5月31日前并網(wǎng)發(fā)電的儲能電站，可獲得100元/千瓦·年的容量電價，此后按照并網(wǎng)月份逐步退坡，直至50元/千瓦·年，一定程度上契合了儲能系統(tǒng)造價不斷下降的趨勢，具備一定的合理性。

考慮當前可實現(xiàn)的容量價值

與煤電容量電價定價的邏輯類似，獨立儲能容量電價定價時應(yīng)考慮當前參與調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)市場可以實現(xiàn)的容量價值，雖然在全國大部分省份該部分收入占獨立儲能整體收入的比例相對較小，但收入金額差異較為明顯，若僅從固定成本維度出發(fā)進行補償而不考慮該部分收入，可能會出現(xiàn)區(qū)域間顯著差異，不符合容量電價設(shè)置的初衷，也不能公允反映獨立儲能的容量價值。

宏觀調(diào)控的考慮

鑒于獨立儲能屬于新興的容量價值提供者，影響其經(jīng)濟性及重要性水平的因素變動較為頻繁，有關(guān)部門可結(jié)合省內(nèi)電力市場運行、經(jīng)濟發(fā)展情況和電力系統(tǒng)對調(diào)節(jié)性電源的實際需求，從宏觀調(diào)控的角度，對容量電價進行調(diào)整：一方面是在新能源裝機比例高、電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力緊張的區(qū)域，可階段性適當提高獨立儲能容量電價，使獨立儲能加速回收固定成本，進而推動社會投資熱情，響應(yīng)電力系統(tǒng)對調(diào)節(jié)性電源的需求;另一方面是在電源結(jié)構(gòu)較為平均、調(diào)節(jié)能力相對充裕的區(qū)域，有關(guān)部門可謹慎審批新增獨立儲能，避免供給過剩的同時，適當降低獨立儲能容量電價，明確傳遞減少獨立儲能投資的政策信號，在投資收益率降低的背景下，將有效平抑新增投資的沖動。

獨立儲能容量電價補償強度的確定

補償強度的確定

在確定獨立儲能容量電價的補償強度時，首先應(yīng)充分考慮升壓站、電池等核心資產(chǎn)的投資成本及殘值，客觀評估獨立儲能正常運營應(yīng)達到的收益率水平，再根據(jù)獨立儲能能夠從電力市場中獲得的期望收益，倒算出達到最低收益率所需的容量電價水平以及對固定成本的覆蓋水平。

為了合理確定補償?shù)幕鶞蕪姸?，筆者對已有容量電價機制的抽水蓄能、煤電的容量電價對其固定成本的覆蓋水平進行了測算(詳見表2)：

可以看出，抽水蓄能容量電價對固定成本的覆蓋水平約70%，遠高于煤電容量電價在當前大部分省份的覆蓋水平。主要原因，一是煤電發(fā)電受控性強、發(fā)電收入確定性高，因此相對較低的容量電價即可滿足正常運行需要;二是抽水蓄能投資規(guī)模巨大、收入水平受氣候及自然條件影響顯著，且相對煤電更側(cè)重于容量價值的提供，因此給予較高的容量電價以滿足其固定成本回收要求。

獨立儲能概算案例

廣西作為獨立儲能收入政策較為完善和清晰的地區(qū)，其收益情況有一定代表性。根據(jù)廣西發(fā)改委《加快推動廣西新型儲能示范項目建設(shè)的若干措施(試行)》(桂發(fā)改電力規(guī)〔2023〕217號)，廣西獨立儲能示范項目收益由調(diào)峰輔助服務(wù)收益、充放電價差收益及容量租賃收益三部分構(gòu)成。假設(shè)一座規(guī)模為100兆瓦/200兆瓦時、EPC單價1.40元/瓦時的獨立儲能電站，其年均固定成本支出約353.82元/千瓦。在年調(diào)用300次、充放電深度90%、轉(zhuǎn)化效率82%的邊界條件下，固定其他條件不變，若采用當?shù)厝萘孔赓U參考價格區(qū)間下限(320元/千瓦)作為固定成本補償方式，則項目資本金收益率為14.78%;若采用年均固定成本支出的70%作為容量電價進行補償，則項目資本金收益率將下降到3.34%(詳見表3)。

可見，當前儲能商業(yè)模式仍未完全成熟，通過參與電能量和輔助服務(wù)市場獲得的市場化收益不足以有效覆蓋固定成本，仍需要通過租賃或容量電價的方式對固定成本進行補償，且現(xiàn)階段要求的補償強度較高。若要滿足10%的資本金收益率，則容量電價對儲能的年均固定成本支出覆蓋比例應(yīng)達到80%左右。

獨立儲能容量電價的未來展望

展望未來，獨立儲能的容量電價補償機制可能會在一定時期內(nèi)存在，而非長期持續(xù)存在，主要原因在于，獨立儲能的資產(chǎn)特性能夠較好地匹配發(fā)展完備的電力市場，能夠在電力市場中充分發(fā)揮調(diào)節(jié)性能以公允實現(xiàn)其容量價值，這在國外電力市場已經(jīng)獲得證明。相信隨著我國電力市場機制的不斷完善以及電力市場化程度進一步提高，獨立儲能容量電價將只是階段性產(chǎn)物。

(本文僅代表作者個人觀點，不代表本刊立場)

本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2024年5期，作者供職于華能天成融資租賃有限公司