1月30日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于完善發(fā)電側(cè)容量電價機制的通知》（以下簡稱《通知》）提出，要建立電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能容量電價機制。對服務(wù)于電力系統(tǒng)安全運行、未參與配儲的電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能電站，各地可給予容量電價。
盡管“十四五”期間，我國陸續(xù)建立了煤電、抽水蓄能容量電價機制，部分省份探索建立了氣電、新型儲能容量電價機制，但在業(yè)內(nèi)看來，現(xiàn)行的容量電價機制已難以適應(yīng)新形勢。
在此背景下，《通知》對現(xiàn)行煤電、氣電、抽水蓄能容量電價機制進行了完善，并首次在國家層面明確建立電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能容量電價機制。
一是煤電、氣電。各地將通過容量電價回收煤電機組固定成本的比例提升至不低于50%，即每年每千瓦165元；可參照煤電容量電價的確定方法建立氣電容量電價機制。
二是抽水蓄能。2021年，國家發(fā)展改革委《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，逐步實現(xiàn)抽水蓄能電站主要通過參與市場回收成本、獲得收益。根據(jù)文件精神，《通知》完善了抽水蓄能容量電價機制：對633號文件出臺前開工建設(shè)的電站，維持現(xiàn)行價格機制不變，具體由各地制定或校核；對633號文件出臺后開工建設(shè)的電站，實行“一省一價”，由各地按照彌補平均成本的原則制定當(dāng)?shù)亟y(tǒng)一的容量電價，同時電站自主參與電力市場，獲得的收益由電站和用戶分享。
三是電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能。各地可根據(jù)當(dāng)?shù)孛弘娙萘侩妰r標準，結(jié)合放電時長和頂峰時貢獻等因素，建立電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能容量電價機制。
“新型儲能容量電價以當(dāng)?shù)孛弘娙萘侩妰r為基礎(chǔ)，根據(jù)其頂峰支撐能力按比例折算，折算比例與連續(xù)放電小時數(shù)和系統(tǒng)最長凈負荷高峰持續(xù)時段直接掛鉤，真實反映儲能對系統(tǒng)頂峰保障的實際貢獻。”國家電投集團經(jīng)濟技術(shù)研究咨詢有限公司黨總支副書記、總經(jīng)理李鵬認為，通過這一安排，新型儲能在容量機制中的政策身份更加清晰、收益預(yù)期更加穩(wěn)定。
相較抽水蓄能，新型儲能的優(yōu)勢之一，在于可與電力系統(tǒng)“源—網(wǎng)—荷”各環(huán)節(jié)有效耦合、發(fā)揮功能。
在電力規(guī)劃設(shè)計總院黨委常委、副院長劉世宇看來，此次《通知》針對其中的電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能明確容量電價機制，可能有以下考慮：從商業(yè)模式來看，發(fā)電側(cè)新型儲能服務(wù)于特定電源，與相應(yīng)電源聯(lián)合調(diào)度或統(tǒng)一參與電力市場，并分享市場收益；用戶側(cè)新型儲能服務(wù)于特定用戶，通過峰谷電價價差、降低容（需）量電費等方式，實現(xiàn)成本回收、獲得收益。而電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能，主要服務(wù)于電力系統(tǒng)，沒有特定受益對象，通過參與電力現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場以及容量電價獲取收益。
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