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(dāng)前，以電化學(xué)儲能為主的新型儲能技術(shù)具備毫秒級快速響應(yīng)和雙向調(diào)節(jié)的優(yōu)勢，不受地理條件限制且建設(shè)周期短，可提高電網(wǎng)事故快速恢復(fù)能力、減少負荷損失，且在電力系統(tǒng)的源、網(wǎng)、荷側(cè)都可根據(jù)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(yīng)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(yīng)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(fā)揮同樣的系統(tǒng)價值，就應(yīng)當(dāng)給予同樣的政策。”有電力行業(yè)從業(yè)者向記者表示。

“這聽起來好像很公平。”抽水蓄能行業(yè)從業(yè)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(shù)，和電化學(xué)儲能規(guī)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(qū)域電網(wǎng)系統(tǒng)的調(diào)峰需求。“一座裝機容量120萬千瓦時的日調(diào)節(jié)抽水蓄能電站，不考慮超發(fā)，日設(shè)計發(fā)電量可達到720萬千瓦時。這是其他儲能技術(shù)無法企及的規(guī)模優(yōu)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(xué)儲能循環(huán)次數(shù)一般為5000—8000次。“以成本監(jiān)審周期40年計算，電化學(xué)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(shè)備，綜合造價成本非常高。其他新型儲能技術(shù)如壓縮空氣儲能、飛輪儲能應(yīng)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(xiàn)電力系統(tǒng)的最優(yōu)配置。而電化學(xué)儲能無法體現(xiàn)抽水蓄能調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等多項輔助服務(wù)價值，電網(wǎng)系統(tǒng)不能直接對其進行調(diào)度。“新能源側(cè)的電化學(xué)儲能是為了緩解棄風(fēng)棄光問題，完成電力上網(wǎng)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(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》明確，建立電網(wǎng)側(cè)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(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本、收益納入輸配電價回收。

“電網(wǎng)側(cè)獨立儲能被電網(wǎng)直接調(diào)用，這些項目主要靠調(diào)峰調(diào)頻獲取輔助服務(wù)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(cè)和用戶側(cè)儲能的容量電價意義不大。”上述電力行業(yè)從業(yè)者舉例解釋，工業(yè)園區(qū)的高耗能企業(yè)自建儲能設(shè)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(cè)儲能配套建設(shè)項目，企業(yè)在配建之前就需要算好經(jīng)濟帳，財務(wù)指標預(yù)期比較明確。與電網(wǎng)側(cè)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(jīng)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(wǎng)企業(yè)支付，納入省級電網(wǎng)輸配電價回收，實際上是由用戶買了單。”楊耀廷指出，規(guī)模和單位系統(tǒng)造價構(gòu)成了容量電價的計算基礎(chǔ)。電化學(xué)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(tǒng)公平性都將面臨挑戰(zhàn)。

“相關(guān)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(yè)從業(yè)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(shù)路線較多、頗為復(fù)雜，“容量電價如何實施，需要做好前期規(guī)劃。”

成本紓解關(guān)鍵在于商業(yè)模式

“有必要指出的是，明確規(guī)范是政策執(zhí)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(wǎng)替代性方案所產(chǎn)生的系統(tǒng)性成本與收益的評估方法。”中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟副秘書長岳芬指出，要對保障電網(wǎng)安全的儲能資產(chǎn)進行系統(tǒng)性成本與效益評估，并依據(jù)評估結(jié)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(yīng)的監(jiān)管方法與體系，對資產(chǎn)成本、收益來源、投資主體等進行有效監(jiān)管。

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

“電化學(xué)儲能是重要的靈活性調(diào)節(jié)資源，盈利不能只靠電價政策，也應(yīng)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(xué)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(guān)鍵還在于建立切實可行的商業(yè)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(xiàn)貨市場價格機制。在現(xiàn)貨市場建設(shè)過程中要考慮設(shè)計體現(xiàn)時序和地區(qū)特性差別的電價機制，“一方面引導(dǎo)用戶用電行為與發(fā)電規(guī)律相匹配;另一方面通過發(fā)現(xiàn)價格反映儲能等靈活性資源的市場價值。”(本報記者 盧奇秀)