当下，储能被认为是解决新能源随机波动问题的最有效手段，也是构建新型电力系统的重要保证。今年4-5月份，储能相关政策密集出台，2019年版《输配电价成本监审办法》明确的抽水蓄能、电化学储能不进入输配电价，带来的行业不利影响正被逐步修正。

4月21日，国家发改委、能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》（文1），对储能发展的系列问题提出了整体思路，新型储能的市场地位和商业模式问题有望逐步解决。4月30日，发改委印发了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（文2），针对抽水蓄能两部制电价提出了一系列新的措施和办法，核心在于通过容量电价实现抽水蓄能的保底收益，为抽水蓄能建设再次进入快车道扫清了障碍。5月25日，在发改委出台的《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》（文3）中，提出要深入推进能源价格改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制。

但在上述系列政策中，除抽水蓄能价格机制取得突破外，以电化学储能为代表的新型储能仅收获预期，实质上的电价机制仍不明朗。笔者认为，“建立新型储能价格机制”是新型储能健康发展的基础条件，而出台针对新型储能的容量电价，是适应我国电力发展现状的最有效的价格机制。

一、为什么要有容量电价

（一）我国电力系统调节能力重构需求

分析人士经常以欧洲为参照来评论我国新能源的发展，但我国电力系统有其自身特点，其中比较明显的一点是调节能力显著弱于欧洲：一是煤电是主要调节电源，其调节能力有限；二是受库容量、来水季节分明、大水电基地梯级调度等原因影响，我国常规水电调节能力较差；三是抽水蓄能、气电等灵活性电源占比仅为6%；四是电力市场不健全，利用价格信号实现供需调节的作用有限。

尽管如此，我国风电、太阳能装机占比已超过1/4，西北等区域电网新能源比例更明显高于欧洲，我国在充分挖掘电力系统调节能力，促进新能源发展方面做出的努力走在世界前列。但是，新能源在我国更大规模发展，直至“以新能源为主体”的目标实现，再依靠传统电源的调节边际，以不断消耗电力系统既有安全裕度为代价的发展方式已不可维系。理性审视我国电源结构问题，从顶层设计上建立不同电源协同发展的价格机制，是提升电力系统调节能力，促进新能源发展的重要前提。

（二）电力系统供电充裕度需求

相对于新能源的消纳问题，新能源电力供应不足导致限电造成的社会影响更大，该状况见于上个冬天湖南等省市拉闸限电，也出现于美国大停电事故，而大家津津乐道的新能源发展标杆德国，由于限核退煤，将同时面临用电成本失控和电力短缺的威胁。2021年缺电的阴云越来越近，夏天未至广东等地缺电预兆已纷纷出现。

该问题的重要原因在于不同品种电源在电力容量上的匹配，在以煤电、水电为主的传统电力系统中，电源的容量和电量是同步增长的，虽然没有容量价值的显性体现，但将电源全周期成本分摊到电量上，通过电量和电价即可回收电源全部投资，从而促进发电企业投资，保证了电力供应的充裕度。

但在全力发展新能源的当下，具有较强容量特性的煤电机组投资受限，文2出台之前抽水蓄能成本不进入输配电价，电化学储能价格机制尚未理顺，而新能源装机的高歌猛进，却无法实现可调容量的有效增长，从而造成了系统有效容量的不足。按照统计数据，新能源在各个时段的保证出力，即可考虑进入发用电平衡的容量也许不及总装机的10%。如果没有足够储能设备，即便如行业预测的，2060年新能源装机达到60亿千瓦，在某些时段只能保证不足6亿千瓦的有效发电。因为新能源反调峰特性，这些时段往往会遇上夏高峰和冬高峰，将造成较为严重的电力短缺。

（三）容量电价符合我国国情

在电力市场建设中加入明显的价格信号，引导调节电源准入和负荷自调节，是促进发用电平衡和保证供电充裕度的基础，也是促进储能产业发展的重要保障。

其市场机制主要有两类：一是电量市场的稀缺电价机制，完全由供需关系确定电量价格，在供不应求时，电价上升促进电源发电积极性，同时抑制一部分电能消费需求。由于电力需求刚性较强，会造成电价大幅上涨，从而推动电源投资，该机制下容量激励不直接，是以周期性的缺电和高电价为代价，来促进容量投资；另一类则通过建立容量市场直接反映容量需求信号，容量价格可以由市场交易形成，也可以由政府根据成本定价法设定。该方式具有一定的计划性，容量充裕度很大程度取决于监管机构对未来容量需求的合理预测，通过市场机制进行资源调配的作用不如前者。

两种机制中，类似得州大停电期间价格飙升的稀缺电价机制现阶段不适合我国，因为稀缺电价主要由尖峰负荷造成，而尖峰负荷中很大部分为民用的空调或采暖负荷，其持续时段虽然不长，但牵涉面广，社会影响大。在我国当前的电力市场设计中，民用电为保底供电范围，设想得州事件发生在中国，将造成多大的民生问题，所以我国没有为稀缺电价买单的社会环境。相较而言，通过容量电价机制，对容量投资进行直接激励能更好保证供电充裕度；同时通过纳入省级电网输配电价回收，由全社会用户进行分摊，能避免电价飙升等问题，是当前比较可行的方法。

二、容量电价的适用范围

（一）容量电价是解决储能发展问题的钥匙

正是基于此，在新型储能的商业模式设计和成本疏导方面，文1明确提出的“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”，是解决长期困扰储能发展的商业模式问题的钥匙。

文2也明确通过容量电价，体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值。容量电价保证了资本金收益率在6.5%的收益水平，既促进有效容量方面的投资，也通过收益率的锁定，将抽水蓄能定位在公共服务的低收益范畴。容量电费纳入省级电网输配电价回收（特定电源应分摊的容量电费由相关受益主体承担），由全社会用户进行分摊，虽然与“谁受益谁付费”的理想方式相比不那么合理，但在实时平衡、相互关联的电网中，到底谁受益的界定不那么容易，所以当前是现阶段各方能接受，操作性较强的方法。

然而，关于抽水蓄能独享容量电价的问题，很多专家提出了不同的意见，认为是给电源“定身份”的惯性思维。我们支持具有抽水蓄能同等容量备用功能的电源或负荷获得相同的容量电价待遇，鼓励通过竞争方式促进容量电价发现。


（二）容量电价适用范围之辩

但是各电源在容量服务方面的能力差异较大，哪种电源适合纳入容量电价值得讨论。出台抽水蓄能的容量电价的合理性在于：抽水蓄能是一种比较彻底的容量备用，具有启停快速（分钟级）、调节范围广（-100%～100%）、除检修时段外是完全备用状态（抽蓄要时刻保持一种可调用状态，除了电力系统调节需要外，抽蓄不能自行发电、抽水）等优点。

煤电、燃气、常规水电等机组虽然具有容量功能，但相较抽蓄而言是一种“打了折扣”的容量。首先在调节范围方面，均不具备负荷（抽水）工况，煤电、燃机在运行状态有最低出力要求，启停时间也长于抽蓄；在完全备用方面，煤电、燃机、常规水电等机组只有放弃发电机会才能实现完全备用，而一般常规机组不会采用，而且煤电、燃机只有在开机方式下才能实现较为快速的完全备用状态，存在较高的运行成本，常规水电由于库容与水库调度要求，也无法随时调节和保障调节时长；在成本方面（表1），如果参照抽水蓄能容量电价标准，其他电源的单位容量成本（抽水蓄能每kW调节范围为2kW）均高于抽水蓄能，如果放弃发电权力完全参与容量市场，与抽蓄一致的容量电价水平不足以支撑投资回收。

综合上述原因，如果理解容量电费是按年购买机组完全备用能力付出的成本，那么非专门用于系统备用的机组的暂时性容量能力参加辅助服务获利更合理。当然，对于抽水蓄能，既然通过容量电价购买了全时段容量备用，也不应该再有获得辅助服务的机会，因为辅助服务功能已经被包括在容量服务里了，文2对于抽蓄辅助服务收益确实有重复计算。但电量电价方面，实际是对于抽水蓄能抽四发三产生的损耗的补偿机制，目的在于对抽蓄转换效率进行奖惩，个人认为是合理的。

三、容量电价与电化学储能发展前景

电化学储能与抽水蓄能在调节范围、系统备用方面功能一致，而调节速度更快、转换效率更高，应该享有容量电价。而通过电网侧容量电价促进独立储能电站建设，将取代新能源+储能等方式，成为主要的商业模式。

（一）新型储能潜力可期

新能源为主体的新型电力系统场景下，高风电、光伏渗透率将超过2/3，电力系统需要具有高容量的日内调节能力，以应对光伏的鸭型曲线特性和风电波动性，也需要有跨季节的调节能力，应对负荷的“双高”特性。抽水蓄能开发潜力有限，以电化学储能为代表的新型储能将成为主要的调节工具，平均配置时长预计将远高于当前的2小时（具体多长时间需要与发电-负荷曲线相匹配）。结合文1提出的“十四五”末新型储能装机规模达 3000 万千瓦以上，据此估算2025年新型储能总容量在60-100GWh之间，储能容量年复合增长将超过65%，其中电化学储能将占大半。这一目标的实现，需要电化学储能容量电价的早日助力。

（二）成熟的技术和标准是前提

出台电化学储能容量电价具有较大的合理性，也受到国家相关部委的高度重视，但是，针对电化学储能的容量电价出台尚需时日。首先，独立电化学储能电站需要有成熟的技术和标准。

技术方面，4.16事故后，虽然市场给予了比较乐观的解读，但谈锂色变的心理仍然存在，在储能发展大逻辑不变的前提下，对储能技术成熟度的信心毕竟需要长期修复。电化学储能电站的频繁、大幅度调节实践，以及经受多变和极端的电力系统运行环境考验较少，其成熟度如何仍需时间证明。

标准方面，参照抽水蓄能，每千瓦容量电价背后是标准化的调节速率、调节时长、机组寿命、调频调压能力等要求。但电化学储能方面缺少统一标准，首先在调节时长方面，现在各地要求都差异明显。电网侧电化学储能要享有容量电价，调节时长不一定要向抽蓄看齐，但也要根据新型电力系统需求进行设计，只有将每千瓦容量背后的性能标准化，形成具有统一标准的电化学储能电站示范项目，才有具体的参考标的，推动电化学储能容量电价出台。

（三）合理确定电化学储能容量电价水平是难题

除了电化学储能技术和标准完善外，电化学储能容量电价水平的确定也是难题之一。现阶段电化学储能度电成本是抽水蓄能的2.5-3倍，为促进电化学储能这一战略新兴产业的持续发展，其容量电价标准势必大幅高于抽水蓄能标准，但可能造成社会用电成本的攀升。针对电化学储能的差别化容量电价也不利于具有同等作用电源之间的公平竞争，必将面对抽水蓄能、需求响应、气电等灵活性资源的挑战。

所以电化学储能的差别化容量电价政策只能是一个过度阶段，可能伴随着竞价过程实现容量电价水平快速下降。后续发展过程中，电化学储能行业还需锚定抽蓄的容量电价标准，通过技术革新不断降低成本，在同等电价条件下实现盈利（注意电化学储能转换效率更高，在电量电价方面更有优势），真正实现电化学储能的可持续发展。 

原标题：解读电化学储能发展前景与容量电价关系