114号文(5)：独立储能容量电价

114号文的第一个任务，完善现行的容量电价机制，今天我们聊最后一个主体，电网侧独立储能。

对于独立储能，在114号文前并没有像煤电和抽水蓄能那样有国家级的容量电价文件。

所以在114号文的这部分使用的是“建立电网侧独立新型储能容量电价机制”。

而补偿的对象也已明确是未参与配储的项目，也就是没有签订容量租赁协议的独立储能项目。

这一点也和136号文的精神契合，即不以配储作为新能源并网的前置条件。

也就是说容量租赁收入在过去其实承担的就是独立储能的容量价值，可以视为是独立储能的容量电费收入，而买单方是新能源企业。

但现在取消强制配储后，新能源企业不再需要支付独立储能的容量租赁费，而新建立的独立储能容量电费要被纳入系统运行费，这部分原本由新能源企业承担的费用转嫁给了工商业用户。

这也就意味着工商业用户在可再生能源附加基金(新能源发电量补贴)、机制电量差价结算补偿之外又以容量费的形式在为新能源的发展和新型电力系统的建设提供支持，功不可没。

说回这次拟建立的容量电价机制，我们还是先咬文嚼字般地将原文好好理解一下。

独立储能容量电价

114号文对于独立储能容量电价的制定有如下的要求：

容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算(折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1)，并考虑电力市场建设进展，电力系统需求等因素确定。

我们参考煤电、气电和抽水蓄能的容量电价机制，容量指代的是各机组的实际装机容量，对应的价格单独核定。

比如煤电容量费 = 煤电机组的铭牌容量×330元×当地执行百分比%；

抽水蓄能容量费 = 抽蓄机组额定容量 × 核定单位容量价格；

对于独立储能来说，同样的结算形式就是用储能的额定容量× 核定的容量电价。

储能场站的额定容量有二，分别是变流器的额定充放电功率以及整个场站的电池组容量，这里取的是前者，与抽水蓄能机组取机组额定抽发功率一致。

那么主要问题就是容量电价该怎样核定。

在文件的表述中有三方面的信息：

第一方面信息是基准，以当地煤电容量电价标准，这个标准并非是全国统一的330元/千瓦·年，否则也无需使用“当地”这个字眼。

那么也就是说当地的煤电容量电价是包含了执行百分比的，比方说执行比例为50%省份为165元/千瓦·年。

第二方面信息是折算比例，依托独立储能的顶峰能力，计算公式为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长。

这个折算比例中，分子就是独立储能的配储小时数，而分母是一个概念性的描述。虽然最后整体会呈现一个具体的数值，但各省具体核定出来的结果不仅代表当地电力系统供需的情况，往往也是当地调剂独立储能收益和用户承担压力之间的平衡工具。

我们还是关心技术和概念层面，如何界定净负荷，如何定义净负荷高峰时段就是关键，当然这个系数与测算独立储能的可靠容量也有关系，在之后的可靠容量补偿机制文章里我们再细说。

第三方面信息容易被忽略，“并考虑电力市场建设进展，电力系统需求等因素”。

对于电力市场建设进展，我觉得考虑的是独立储能容量电价政策何时开展以及有多长的执行期限。因为目前作为新型经营主体的独立储能仅靠电能量市场和辅助服务市场作为收益来源显然很难激发投资主体的积极性。

对于电力系统需求来说，储能又是新型电力系统不可或缺的一环，所以在当前完全靠市场机制不能解决投资回报率时，给予一定的政策倾斜还是必要的。

容量电价机制也仅仅是当下的权宜之计。如114号文要求的那样，未来我们也会逐步建立可靠容量补偿机制以及容量市场，而这都需要电力市场发展到一定程度。

那么总结下来，假如一个省份觉得可以建立自身的独立储能容量电价机制后，就可以参照114号文给出的定价标准，以当地当年的煤电容量电价为基准，以电站满功率放电小时数和系统全年净负荷高峰持续时长的比例和系统供需系数作为折扣。

现行部分省份的独立储能容量电价机制

在114号文出台前就有部分省份为了支持当地独立储能的发展而制定了相关价格机制，分为按容量补偿和按放电量补偿两类。

按容量补偿

湖北和河北省是有明确文件按照当地煤电容量电价来给予独立储能机组补偿费用，不过独储电站去贴容量电价依靠的容量并不是自身的额定充放电容量，而是一个按日统计，按月结算的可用容量。

湖北省要求，每日独立储能的可用容量为其当天可用放电功率和单次可持续放电时长的乘积再除以10小时，相当于说是一个满电池电量的储能电站在10小时内的平均放电功率。

这个数值按日申报并按月结算月度可用容量，并以此为基准来乘以当地煤电容量电价165/12形成月度独立储能的容量电费。

河北省同样以煤电容量电价为基准(执行年为100元/千瓦·年)，不过其月度可用容量的计算公式与湖北不同，但如果机组运行良好的话，相当于河北除以的是4小时。

但河北的政策较早，24年及开始执行，25年又打了补丁，取消了随并网时间的延后而补偿退坡的机制，此番114号文发布后，应该会对过去的政策有所调整。

山东的独立储能补偿方式较为特殊，源自其全部电源的两部制属性，即山东早在22年就开始执行的发电侧容量补偿机制。

该机制以容量补偿电价(0.0705元/度)与市场化上网电量(不含新能源机制电量)的乘积作为当月容量补偿资金池，各类机组依靠自身的月市场化可用容量来分享该部分资金。

独立储能受政策倾斜，在交易规则规定的计算可用容量基础上按照2倍执行，最终相当于额定功率×放电时长/12。

不过山东在当地136号文中提及：

按照全网回收长期边际机组固定成本原则确定容量补偿标准，依据系统总容量需求与总有效容量，设置容量供需系数。发电机组容量电费由机组可提供的有效容量、容量补偿电价标准以及当年容量供需系数三者乘积确定。

类似甘肃推出的发电侧可靠容量补偿机制。

按放电量补偿

蒙西和新疆目前按照储能的放电量给予机组补偿，度电补偿水平逐年退坡，详情见图：

稍微有区别的一点是，蒙西的补偿费用分摊对象是区内新能源发电企业，新疆的补偿费用则面向工商业用户，在系统运行费中有体现。

按放电量补偿的机制与114号文的精神有些不符，不过这些政策都是在114号文出台前就发布过的，以这些政策为依据而投建的项目遇到政策修改后难免会发生搁浅成本。

所以地方政府也会酌情请示国家是否可以维持现有政策一段时间以观后效，最近内蒙古自治区在114号文后发布了各独立储能电站放电量补偿标准和结算信息，侧面代表其现有政策依然有效。

小结

我们已经利用四篇文章逐个分析了煤电、气电、抽水蓄能和独立储能电站的容量电价机制。

为了区分接下来我们要重点讨论的可靠容量补偿机制，我们把容量电价机制的形式固定成"额定容量×容量电价"的形式。

即不在额定容量上做折扣文章，而是将折扣设定于容量电价上，这也比较符合容量电价机制针对补固定成本的精神。

而可靠容量补偿机制，则是根据额定容量和一定的计算规则来计算可靠容量，相当于把折扣设定在了容量上，而不是核定的价格上。

当然两个机制所核定的价格依据也会有所不同，我们下一篇重点再聊二者的区别。