输配电定价将变，新型储能电站成本如何疏导？

　　截至今年6月底，两家电网企业共支付放电量补偿金超过两亿元。

　　此外，河北、甘肃等省也推出了容量电价政策。其中河北的容量电价标准为100元/kW，甘肃的容量电价标准为330元/kW，并且两地均对储能时长有要求。根据中信建投朱玥团队的研报测算，容量补偿和容量电价等稳定收益，结合当地的峰谷价差，独立储能项目可以取得明显的经济性。以100MW/400MWH的储能容量计算，河北模式和内蒙古模式的独立储能电站资本金内部收益率分别达到6.2%和14.8%。

　　尽管都是对新型储能电站的容量成本作出补偿，但是两地的分摊方式存在明显区别：内蒙古是向发电侧分摊费用，而河北等省的容量电价机制产生的费用则是向以工商业用户为代表的用户侧传导，纳入系统运行费用，由电网公司代收。

　　电力系统运行具有瞬时平衡的特征。当发电侧从稳定的传统能源向不稳定的风光倾斜，当用电侧的电气化程度持续升高加剧波动，以新型储能电站为代表的灵活性调节资源变得尤为关键。释放合理的价格信号，才能稳定投资，保障电力安全。

　　中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻对表示，近期储能招中标市场波动的原因主要来自政策调整与项目建设周期效应的叠加。“531”抢装潮之后，由于政策要求不得强制配储，并且新能源全面入市意味着收益预期不稳定，这使得储能投资进入短期观望期。

　　“从李臻表示，目前国家层面还没有出台新型储能的容量补偿政策，从保障系统容量充裕度建设到稳定投资者信心两方面来看，需要对各类调节资源的容量需求进行今年初，国家发展改革委和国家能源局印发的王永利认为，由不同原因造成的多出来的系统调节成本应该分类讨论。如果是由发电侧高比例新能源接入所带有的间歇性和波动性特征而导致的新增成本，按照“谁受益、谁承担”的原则，应该由发电企业主要承担这部分成本支出。如果是由用电侧的高峰和低谷的需求波动而导致的新增成本，应该由用户主要承担这部分成本支出。“如果不加以区分，全部通过系统运行费转嫁给电力用户，这会加重许多大工业企业和其他工商业用户的电力成本，不利于实现社会效益最大化和体现公平原则。”

　　对此，李臻表示，从维护成本公平和电力安全的角度而言，未来对新能源场站的各项考核将逐渐向常规电源的要求靠齐。随着新能源发电量占比的快速增高，系统对辅助服务的需求也将进一步扩大，储能等灵活性调节资源将是提供调频、备用、爬坡等服务的主力军。随着电力市场机制的不断完善，新型储能将通过参与电能量市场、辅助服务市场、容量市场获得多重收益，实现其价值回收。