“目前，針對抽水蓄能國家已經出臺了容量電價機制，但對于發展空間更大的新型儲能，卻無法同等享受容量電價政策，面臨不公平競爭，發展速度和質量嚴重受限。”寧德時代董事長曾毓群在今年全國兩會提案中建議，參照抽水蓄能建立適用新型儲能特點的容量電價政策，給企業形成穩定合理的收益空間。

同樣都是“儲能”，政策為何“厚此薄彼”？對新型儲能實施容量電價是否可行？

新型儲能遭遇政策不公？

曾毓群認為，當前，以電化學儲能為主的新型儲能技術具備毫秒級快速響應和雙向調節的優勢，不受地理條件限制且建設周期短，可提高電網事故快速恢復能力、減少負荷損失，且在電力系統的源、網、荷側都可根據需求靈活部署。“容量電價是提升儲能電站綜合效益的重要措施和手段。應破除制約市場競爭的各類障礙和隱性壁壘，參照抽水蓄能建立適應新型儲能特點的容量電價政策。”

“新型儲能對容量電價政策的訴求一直存在，且較為強烈。我們認為既然新型儲能和抽水蓄能干一樣的活，發揮同樣的系統價值，就應當給予同樣的政策。”有電力行業從業者向記者表示。

“這聽起來好像很公平。”抽水蓄能行業從業者楊耀廷對此持不同意見。他直言，抽水蓄能是最成熟的儲能技術，和電化學儲能規模存在量級差異。

以河北豐寧抽水蓄能電站為例，其裝機容量達到360萬千瓦，可滿足整個區域電網系統的調峰需求。“一座裝機容量120萬千瓦時的日調節抽水蓄能電站，不考慮超發，日設計發電量可達到720萬千瓦時。這是其他儲能技術無法企及的規模優勢。”楊耀廷說。

從使用壽命來看，抽水蓄能使用期限長達百年，而電化學儲能循環次數一般為5000—8000次。“以成本監審周期40年計算，電化學儲能要和抽水蓄能滿足同樣市場需求，其全生命周期需要采購3次設備，綜合造價成本非常高。其他新型儲能技術如壓縮空氣儲能、飛輪儲能應用場景更是有限。”楊耀廷進一步說。

一位不愿具名的專家進一步指出，抽水蓄能電站具有公共屬性，可以實現電力系統的最優配置。而電化學儲能無法體現抽水蓄能調壓、系統備用和黑啟動等多項輔助服務價值，電網系統不能直接對其進行調度。“新能源側的電化學儲能是為了緩解棄風棄光問題，完成電力上網要求，實際效果與抽水蓄能并不能相提并論。”

“誰來買單”的核心難題待解

值得注意的是，去年7月，國家發改委、國家能源局發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》明確，建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；研究探索將電網替代性儲能設施成本、收益納入輸配電價回收。

“電網側獨立儲能被電網直接調用，這些項目主要靠調峰調頻獲取輔助服務費，收益較為單一，對政策支持的需求較為迫切。但是探討電源側和用戶側儲能的容量電價意義不大。”上述電力行業從業者舉例解釋，工業園區的高耗能企業自建儲能設施，低谷電價充電，用電高峰放電，可減少自身成本支出；對于新能源側儲能配套建設項目，企業在配建之前就需要算好經濟帳，財務指標預期比較明確。與電網側儲能相比，成本矛盾并不突出。

記者了解到，實際上，雖然政策已經明確，但“誰來買單”這一核心問題尚未解決。

“抽水蓄能容量電價由電網企業支付，納入省級電網輸配電價回收，實際上是由用戶買了單。”楊耀廷指出，規模和單位系統造價構成了容量電價的計算基礎。電化學儲能成本是抽水蓄能成本的3-4倍，如果按照同等收益條件簡單計算，其單體成本和系統公平性都將面臨挑戰。

“相關部門還在研討，目前沒有出臺具體的實施方案。”上述電力行業從業者進一步指出，不同于抽水蓄能的“全國一盤棋”便于管理，新型儲能技術路線較多、頗為復雜，“容量電價如何實施，需要做好前期規劃。”

成本紓解關鍵在于商業模式

“有必要指出的是，明確規范是政策執行的前提。但目前政策尚未確立儲能納入輸配電價的邊界與條件，也未建立儲能作為電網替代性方案所產生的系統性成本與收益的評估方法。”中關村儲能產業技術聯盟副秘書長岳芬指出，要對保障電網安全的儲能資產進行系統性成本與效益評估，并依據評估結果考慮是否將其納入輸配電價。未來我國還需針對納入輸配電價的儲能建立相應的監管方法與體系，對資產成本、收益來源、投資主體等進行有效監管。

在岳芬看來，我國新能源側強制或鼓勵配套的儲能設施，以及參與輔助服務市場的儲能設施，其系統性成本與收益，以及相關受益主體尚未得到詳細且明晰的估值，成本也有待疏導，以致政策的有效性和可持續性較差。

“電化學儲能是重要的靈活性調節資源，盈利不能只靠電價政策，也應從運行角度考慮。”上述專家認為，從這一角度看，容量電價并不是解決電化學儲能成本壓力的好辦法。

岳芬進一步指出，想要紓解新型儲能成本，關鍵還在于建立切實可行的商業模式，盡快建立能夠反映電力資源稀缺屬性的電價機制或現貨市場價格機制。在現貨市場建設過程中要考慮設計體現時序和地區特性差別的電價機制，“一方面引導用戶用電行為與發電規律相匹配；另一方面通過發現價格反映儲能等靈活性資源的市場價值。”