“目前,針對抽水蓄能國家已經(jīng)出臺了容量電價機制,但對于發(fā)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(fā)展速度和質(zhì)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(yè)形成穩(wěn)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(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(biāo)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。”
原標(biāo)題:新型儲能何時實行容量電價受關(guān)注