关于建立独立储能容量电价机制的探讨

独立储能作为新型电力系统中重要的调节性电源，其提供的容量价值对于保障电力系统安全稳定运行具有重要作用。目前，新型电力系统中其他重要的容量价值提供者如抽水蓄能及火电的容量电价机制已基本明确，推动了行业的发展，独立储能容量电价机制应纳入下一步政策制定规划。在此背景下，笔者将回顾容量电价机制的设立初衷，分析火电及抽水蓄能容量电价的定价逻辑，在对独立储能资产特性进行分析的基础上，结合现有容量电价机制的启示，形成适用于独立储能的容量电价定价逻辑，并初步探讨独立储能容量电价的补偿强度。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”作者：封开，王政超）

建立独立储能容量电价机制的必要性

容量电价机制本质上是对发电机组容量价值的补偿机制，与机组发电的边际成本无关，即与发电量无关，而是与其满足电力系统负荷调节需求所能提供的容量有关。容量电价以抽水蓄能、火电、独立储能等电源所提供的有效容量为单位，设定相应收益，目的在于对电站的维护费用、利息支出、折旧费用等固定成本进行一定程度覆盖，覆盖强度视电站的整体盈利能力而定，属于补偿性质。

独立储能作为新型电力系统中重要的容量价值提供者，目前并没有相应的容量电价机制。尽管多数省份都出台了独立储能参与电力市场交易相关的政策，但当前电力市场交易结果难以满足独立储能回收固定成本的需要，而且更多体现的是电能量价值而非容量价值，独立储能的收益需要通过容量租赁等形式进行补足。究其原因，一是独立储能在现有电力市场中无法充分体现其容量价值。当前反映储能容量价值和灵活性价值的主要是调峰、调频辅助服务市场，但各省独立储能运行经验相对较少，相关交易规则的设计及交易定价主要参考火电，并不完全匹配独立储能资产特性，导致无法准确客观反映独立储能容量价值；二是独立储能实际利用小时数低。独立储能作为新兴市场主体，与电力系统整体运行仍需要磨合，现阶段大部分区域独立储能的调用次数较少，进一步限制了独立储能通过辅助服务市场回收固定成本的能力。

因此，出台针对独立储能的容量电价机制，使独立储能能够获得与容量相关、可预期且可持续的现金流，合理补偿独立储能固定成本已成为推动独立储能行业发展迫在眉睫的需求。

现有容量电价机制的定价逻辑

基于成本视角定价的抽水蓄能

抽水蓄能电站受地理位置、施工条件等影响，不同电站建设成本差异巨大，因此影响抽水蓄能电站容量电价核算方式和定价逻辑的核心因素是建设成本，建设成本越高则补偿强度越大。

2021年，国家发改委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）明确提出，抽水蓄能容量电价按经营期定价法核定，即按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现经营期内现金流收支平衡为目标核定容量电价。在此基础上，国家发改委《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号）公布了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，各抽水蓄能电站容量电价均为单独核定，容量电价从823.34元/千瓦·年至289.73元/千瓦·年不等，体现出地理位置、机组选型等建设成本因素差异对抽水蓄能容量电价水平的重要影响。

基于收入视角定价的煤电

煤电容量电价的核心定价逻辑，是机组所在区域的电源结构转型程度，转型越快则补偿强度大。随着新能源装机比例不断提高，煤电逐渐由主力电源向应急、调峰等调节性电源转型，机组发电小时数不断下降，若仅依靠发电量收入，则势必出现亏损，因此需要出台合理的容量成本补偿机制以部分覆盖煤电机组固定成本支出，满足长期运营需要。

2023年，国家发改委发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）明确提出，煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定，2024~2025年，多数省区按照回收固定成本的30%左右来确定容量电价水平，湖南、重庆、四川、青海、云南五个煤电功能转型较快的省份按50%的回收比例执行，2026年起，各省份进一步提升回收比例至不低于50%。上述五个省份或是新能源占比较高、送出及消纳压力较大，或是新能源装机新增较快、对煤电机组发挥调节能力有旺盛需求，煤电的主要收入来源为电量收入而非容量价值收入，在此情况下转型快的省份煤电盈利能力相对较低。本轮主管部门对煤电容量电价的定价，显然是将煤电机组在电力系统中的角色转型程度作为确定容量电价对固定成本覆盖比例的核心锚点。

独立储能容量电价机制的定价逻辑

充分考虑独立储能

固定成本的波动性

未来，主管部门如果推出独立储能容量电价政策，定价可以参考煤电及抽水蓄能“覆盖一定比例年固定成本支出”的思路，确定独立储能容量电价政策方向。目前，部分省区采取的储能容量租赁指导价格（详见表1）实际与该思路类似：

参考抽水蓄能，独立储能在制定容量电价定价时，应充分考虑产业链价格下降（详见图）对独立储能固定成本变动的影响，形成基于建成时间维度的差异化、梯次化的容量电价，并定期、动态调整容量电价水平。如近期河北省发改委出台的《关于制定支持独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》（冀发改能价[2024]172号），明确2024年5月31日前并网发电的储能电站，可获得100元/千瓦·年的容量电价，此后按照并网月份逐步退坡，直至50元/千瓦·年，一定程度上契合了储能系统造价不断下降的趋势，具备一定的合理性。

考虑当前可实现的容量价值

与煤电容量电价定价的逻辑类似，独立储能容量电价定价时应考虑当前参与调峰、调频辅助服务市场可以实现的容量价值，虽然在全国大部分省份该部分收入占独立储能整体收入的比例相对较小，但收入金额差异较为明显，若仅从固定成本维度出发进行补偿而不考虑该部分收入，可能会出现区域间显著差异，不符合容量电价设置的初衷，也不能公允反映独立储能的容量价值。

宏观调控的考虑

鉴于独立储能属于新兴的容量价值提供者，影响其经济性及重要性水平的因素变动较为频繁，有关部门可结合省内电力市场运行、经济发展情况和电力系统对调节性电源的实际需求，从宏观调控的角度，对容量电价进行调整：一方面是在新能源装机比例高、电网调节能力紧张的区域，可阶段性适当提高独立储能容量电价，使独立储能加速回收固定成本，进而推动社会投资热情，响应电力系统对调节性电源的需求；另一方面是在电源结构较为平均、调节能力相对充裕的区域，有关部门可谨慎审批新增独立储能，避免供给过剩的同时，适当降低独立储能容量电价，明确传递减少独立储能投资的政策信号，在投资收益率降低的背景下，将有效平抑新增投资的冲动。

独立储能容量电价补偿强度的确定

补偿强度的确定

在确定独立储能容量电价的补偿强度时，首先应充分考虑升压站、电池等核心资产的投资成本及残值，客观评估独立储能正常运营应达到的收益率水平，再根据独立储能能够从电力市场中获得的期望收益，倒算出达到最低收益率所需的容量电价水平以及对固定成本的覆盖水平。

为了合理确定补偿的基准强度，笔者对已有容量电价机制的抽水蓄能、煤电的容量电价对其固定成本的覆盖水平进行了测算（详见表2）：

可以看出，抽水蓄能容量电价对固定成本的覆盖水平约70%，远高于煤电容量电价在当前大部分省份的覆盖水平。主要原因，一是煤电发电受控性强、发电收入确定性高，因此相对较低的容量电价即可满足正常运行需要；二是抽水蓄能投资规模巨大、收入水平受气候及自然条件影响显著，且相对煤电更侧重于容量价值的提供，因此给予较高的容量电价以满足其固定成本回收要求。

独立储能概算案例

广西作为独立储能收入政策较为完善和清晰的地区，其收益情况有一定代表性。根据广西发改委《加快推动广西新型储能示范项目建设的若干措施（试行）》（桂发改电力规〔2023〕217号），广西独立储能示范项目收益由调峰辅助服务收益、充放电价差收益及容量租赁收益三部分构成。假设一座规模为100兆瓦/200兆瓦时、EPC单价1.40元/瓦时的独立储能电站，其年均固定成本支出约353.82元/千瓦。在年调用300次、充放电深度90%、转化效率82%的边界条件下，固定其他条件不变，若采用当地容量租赁参考价格区间下限（320元/千瓦）作为固定成本补偿方式，则项目资本金收益率为14.78%；若采用年均固定成本支出的70%作为容量电价进行补偿，则项目资本金收益率将下降到3.34%（详见表3）。

可见，当前储能商业模式仍未完全成熟，通过参与电能量和辅助服务市场获得的市场化收益不足以有效覆盖固定成本，仍需要通过租赁或容量电价的方式对固定成本进行补偿，且现阶段要求的补偿强度较高。若要满足10%的资本金收益率，则容量电价对储能的年均固定成本支出覆盖比例应达到80%左右。

独立储能容量电价的未来展望

展望未来，独立储能的容量电价补偿机制可能会在一定时期内存在，而非长期持续存在，主要原因在于，独立储能的资产特性能够较好地匹配发展完备的电力市场，能够在电力市场中充分发挥调节性能以公允实现其容量价值，这在国外电力市场已经获得证明。相信随着我国电力市场机制的不断完善以及电力市场化程度进一步提高，独立储能容量电价将只是阶段性产物。

（本文仅代表作者个人观点，不代表本刊立场）

本文刊载于《中国电力企业管理》2024年5期，作者供职于华能天成融资租赁有限公司