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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
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