2月5日消息，中关村储能产业技术联盟近日发布《储能市场化容量补偿机制研究》报告。报告显示，储能市场目前的发展瓶颈主要是收益结构失衡、机制建设有待完善、容量成本疏导缺失。
报告指出，取消配储前置条件后，容量租赁需求收缩，仅靠电能量市场与辅助服务市场收益，典型省份项目IRR多为负值；全国统一的容量补偿机制尚未建立，地方试点政策差异大，可靠容量核算标准不统一；现行政策下抽水蓄能、煤电可通过容量电价回收部分成本，而新型储能对于保障电力系统稳定运行，同样具有容量支撑价值。但是，我国新型储能并未享有与抽水蓄能“同质同价”的容量补偿政策，且独立储能充电电量需承担系统运行费（其中包含煤电、抽蓄的容量电费等），造成了双重的成本压力。
报告建议，构建分阶段容量补偿机制，衔接统一电力市场建设；统一可靠容量折算标准，保障各类技术公平参与；完善配套政策，保障机制落地与产业协同；强化项目管理，促进政策红利流向优质项目。
在短期建立发电侧统一容量电价补偿机制方面，报告建议，衔接1501号文件提出的煤电容量电价，统筹考虑能源电力规划、电力供需关系、用户承受能力等因素，新型储能按可靠容量折算后执行同等标准，建议每2年动态调整。中期过渡至发电侧统一容量市场机制，面向发电侧电源、抽蓄、独立新型储能，采用“报量报价”集中拍卖，基于电力规划与生产模拟提前2-3年确定目标年容量需求，设置价格上下限。远期建成发用两侧统一容量市场机制，通过竞价体现不同类型容量资源的分时价值，容量电费按“分时中标容量X分时电价”结算，强化实际出力考核。（刘丽丽）
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责任编辑：杨赐
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