當下，儲能被認為是解決新能源隨機波動問題的最有效手段，也是構建新型電力系統的重要保證。今年4-5月份，儲能相關政策密集出臺，2019年版《輸配電價成本監審辦法》明確的抽水蓄能、電化學儲能不進入輸配電價，帶來的行業不利影響正被逐步修正。

4月21日，國家發改委、能源局發布了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》（文1），對儲能發展的系列問題提出了整體思路，新型儲能的市場地位和商業模式問題有望逐步解決。4月30日，發改委印發了《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（文2），針對抽水蓄能兩部制電價提出了一系列新的措施和辦法，核心在于通過容量電價實現抽水蓄能的保底收益，為抽水蓄能建設再次進入快車道掃清了障礙。5月25日，在發改委出臺的《關于“十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》（文3）中，提出要深入推進能源價格改革，完善風電、光伏發電、抽水蓄能價格形成機制，建立新型儲能價格機制。

但在上述系列政策中，除抽水蓄能價格機制取得突破外，以電化學儲能為代表的新型儲能僅收獲預期，實質上的電價機制仍不明朗。筆者認為，“建立新型儲能價格機制”是新型儲能健康發展的基礎條件，而出臺針對新型儲能的容量電價，是適應我國電力發展現狀的最有效的價格機制。

一、為什么要有容量電價

（一）我國電力系統調節能力重構需求

分析人士經常以歐洲為參照來評論我國新能源的發展，但我國電力系統有其自身特點，其中比較明顯的一點是調節能力顯著弱于歐洲：一是煤電是主要調節電源，其調節能力有限；二是受庫容量、來水季節分明、大水電基地梯級調度等原因影響，我國常規水電調節能力較差；三是抽水蓄能、氣電等靈活性電源占比僅為6%；四是電力市場不健全，利用價格信號實現供需調節的作用有限。

盡管如此，我國風電、太陽能裝機占比已超過1/4，西北等區域電網新能源比例更明顯高于歐洲，我國在充分挖掘電力系統調節能力，促進新能源發展方面做出的努力走在世界前列。但是，新能源在我國更大規模發展，直至“以新能源為主體”的目標實現，再依靠傳統電源的調節邊際，以不斷消耗電力系統既有安全裕度為代價的發展方式已不可維系。理性審視我國電源結構問題，從頂層設計上建立不同電源協同發展的價格機制，是提升電力系統調節能力，促進新能源發展的重要前提。

（二）電力系統供電充裕度需求

相對于新能源的消納問題，新能源電力供應不足導致限電造成的社會影響更大，該狀況見于上個冬天湖南等省市拉閘限電，也出現于美國大停電事故，而大家津津樂道的新能源發展標桿德國，由于限核退煤，將同時面臨用電成本失控和電力短缺的威脅。2021年缺電的陰云越來越近，夏天未至廣東等地缺電預兆已紛紛出現。

該問題的重要原因在于不同品種電源在電力容量上的匹配，在以煤電、水電為主的傳統電力系統中，電源的容量和電量是同步增長的，雖然沒有容量價值的顯性體現，但將電源全周期成本分攤到電量上，通過電量和電價即可回收電源全部投資，從而促進發電企業投資，保證了電力供應的充裕度。

但在全力發展新能源的當下，具有較強容量特性的煤電機組投資受限，文2出臺之前抽水蓄能成本不進入輸配電價，電化學儲能價格機制尚未理順，而新能源裝機的高歌猛進，卻無法實現可調容量的有效增長，從而造成了系統有效容量的不足。按照統計數據，新能源在各個時段的保證出力，即可考慮進入發用電平衡的容量也許不及總裝機的10%。如果沒有足夠儲能設備，即便如行業預測的，2060年新能源裝機達到60億千瓦，在某些時段只能保證不足6億千瓦的有效發電。因為新能源反調峰特性，這些時段往往會遇上夏高峰和冬高峰，將造成較為嚴重的電力短缺。

（三）容量電價符合我國國情

在電力市場建設中加入明顯的價格信號，引導調節電源準入和負荷自調節，是促進發用電平衡和保證供電充裕度的基礎，也是促進儲能產業發展的重要保障。

其市場機制主要有兩類：一是電量市場的稀缺電價機制，完全由供需關系確定電量價格，在供不應求時，電價上升促進電源發電積極性，同時抑制一部分電能消費需求。由于電力需求剛性較強，會造成電價大幅上漲，從而推動電源投資，該機制下容量激勵不直接，是以周期性的缺電和高電價為代價，來促進容量投資；另一類則通過建立容量市場直接反映容量需求信號，容量價格可以由市場交易形成，也可以由政府根據成本定價法設定。該方式具有一定的計劃性，容量充裕度很大程度取決于監管機構對未來容量需求的合理預測，通過市場機制進行資源調配的作用不如前者。

兩種機制中，類似得州大停電期間價格飆升的稀缺電價機制現階段不適合我國，因為稀缺電價主要由尖峰負荷造成，而尖峰負荷中很大部分為民用的空調或采暖負荷，其持續時段雖然不長，但牽涉面廣，社會影響大。在我國當前的電力市場設計中，民用電為保底供電范圍，設想得州事件發生在中國，將造成多大的民生問題，所以我國沒有為稀缺電價買單的社會環境。相較而言，通過容量電價機制，對容量投資進行直接激勵能更好保證供電充裕度；同時通過納入省級電網輸配電價回收，由全社會用戶進行分攤，能避免電價飆升等問題，是當前比較可行的方法。

二、容量電價的適用范圍

（一）容量電價是解決儲能發展問題的鑰匙

正是基于此，在新型儲能的商業模式設計和成本疏導方面，文1明確提出的“建立電網側獨立儲能電站容量電價機制”，是解決長期困擾儲能發展的商業模式問題的鑰匙。

文2也明確通過容量電價，體現抽水蓄能電站提供調頻、調壓、系統備用和黑啟動等輔助服務的價值。容量電價保證了資本金收益率在6.5%的收益水平，既促進有效容量方面的投資，也通過收益率的鎖定，將抽水蓄能定位在公共服務的低收益范疇。容量電費納入省級電網輸配電價回收（特定電源應分攤的容量電費由相關受益主體承擔），由全社會用戶進行分攤，雖然與“誰受益誰付費”的理想方式相比不那么合理，但在實時平衡、相互關聯的電網中，到底誰受益的界定不那么容易，所以當前是現階段各方能接受，操作性較強的方法。

然而，關于抽水蓄能獨享容量電價的問題，很多專家提出了不同的意見，認為是給電源“定身份”的慣性思維。我們支持具有抽水蓄能同等容量備用功能的電源或負荷獲得相同的容量電價待遇，鼓勵通過競爭方式促進容量電價發現。


（二）容量電價適用范圍之辯

但是各電源在容量服務方面的能力差異較大，哪種電源適合納入容量電價值得討論。出臺抽水蓄能的容量電價的合理性在于：抽水蓄能是一種比較徹底的容量備用，具有啟停快速（分鐘級）、調節范圍廣（-100%～100%）、除檢修時段外是完全備用狀態（抽蓄要時刻保持一種可調用狀態，除了電力系統調節需要外，抽蓄不能自行發電、抽水）等優點。

煤電、燃氣、常規水電等機組雖然具有容量功能，但相較抽蓄而言是一種“打了折扣”的容量。首先在調節范圍方面，均不具備負荷（抽水）工況，煤電、燃機在運行狀態有最低出力要求，啟停時間也長于抽蓄；在完全備用方面，煤電、燃機、常規水電等機組只有放棄發電機會才能實現完全備用，而一般常規機組不會采用，而且煤電、燃機只有在開機方式下才能實現較為快速的完全備用狀態，存在較高的運行成本，常規水電由于庫容與水庫調度要求，也無法隨時調節和保障調節時長；在成本方面（表1），如果參照抽水蓄能容量電價標準，其他電源的單位容量成本（抽水蓄能每kW調節范圍為2kW）均高于抽水蓄能，如果放棄發電權力完全參與容量市場，與抽蓄一致的容量電價水平不足以支撐投資回收。

綜合上述原因，如果理解容量電費是按年購買機組完全備用能力付出的成本，那么非專門用于系統備用的機組的暫時性容量能力參加輔助服務獲利更合理。當然，對于抽水蓄能，既然通過容量電價購買了全時段容量備用，也不應該再有獲得輔助服務的機會，因為輔助服務功能已經被包括在容量服務里了，文2對于抽蓄輔助服務收益確實有重復計算。但電量電價方面，實際是對于抽水蓄能抽四發三產生的損耗的補償機制，目的在于對抽蓄轉換效率進行獎懲，個人認為是合理的。

三、容量電價與電化學儲能發展前景

電化學儲能與抽水蓄能在調節范圍、系統備用方面功能一致，而調節速度更快、轉換效率更高，應該享有容量電價。而通過電網側容量電價促進獨立儲能電站建設，將取代新能源+儲能等方式，成為主要的商業模式。

（一）新型儲能潛力可期

新能源為主體的新型電力系統場景下，高風電、光伏滲透率將超過2/3，電力系統需要具有高容量的日內調節能力，以應對光伏的鴨型曲線特性和風電波動性，也需要有跨季節的調節能力，應對負荷的“雙高”特性。抽水蓄能開發潛力有限，以電化學儲能為代表的新型儲能將成為主要的調節工具，平均配置時長預計將遠高于當前的2小時（具體多長時間需要與發電-負荷曲線相匹配）。結合文1提出的“十四五”末新型儲能裝機規模達 3000 萬千瓦以上，據此估算2025年新型儲能總容量在60-100GWh之間，儲能容量年復合增長將超過65%，其中電化學儲能將占大半。這一目標的實現，需要電化學儲能容量電價的早日助力。

（二）成熟的技術和標準是前提

出臺電化學儲能容量電價具有較大的合理性，也受到國家相關部委的高度重視，但是，針對電化學儲能的容量電價出臺尚需時日。首先，獨立電化學儲能電站需要有成熟的技術和標準。

技術方面，4.16事故后，雖然市場給予了比較樂觀的解讀，但談鋰色變的心理仍然存在，在儲能發展大邏輯不變的前提下，對儲能技術成熟度的信心畢竟需要長期修復。電化學儲能電站的頻繁、大幅度調節實踐，以及經受多變和極端的電力系統運行環境考驗較少，其成熟度如何仍需時間證明。

標準方面，參照抽水蓄能，每千瓦容量電價背后是標準化的調節速率、調節時長、機組壽命、調頻調壓能力等要求。但電化學儲能方面缺少統一標準，首先在調節時長方面，現在各地要求都差異明顯。電網側電化學儲能要享有容量電價，調節時長不一定要向抽蓄看齊，但也要根據新型電力系統需求進行設計，只有將每千瓦容量背后的性能標準化，形成具有統一標準的電化學儲能電站示范項目，才有具體的參考標的，推動電化學儲能容量電價出臺。

（三）合理確定電化學儲能容量電價水平是難題

除了電化學儲能技術和標準完善外，電化學儲能容量電價水平的確定也是難題之一。現階段電化學儲能度電成本是抽水蓄能的2.5-3倍，為促進電化學儲能這一戰略新興產業的持續發展，其容量電價標準勢必大幅高于抽水蓄能標準，但可能造成社會用電成本的攀升。針對電化學儲能的差別化容量電價也不利于具有同等作用電源之間的公平競爭，必將面對抽水蓄能、需求響應、氣電等靈活性資源的挑戰。

所以電化學儲能的差別化容量電價政策只能是一個過度階段，可能伴隨著競價過程實現容量電價水平快速下降。后續發展過程中，電化學儲能行業還需錨定抽蓄的容量電價標準，通過技術革新不斷降低成本，在同等電價條件下實現盈利（注意電化學儲能轉換效率更高，在電量電價方面更有優勢），真正實現電化學儲能的可持續發展。