界面新闻记者 | 戴晶晶
又一省份推出了独立储能的容量补偿机制。
10月10日，广东省发改委网站《广东省发展改革委关于我省独立储能电站试行电费补偿机制等有关事项的通知（征求意见稿）》（下称《通知》），向社会公众公开征求意见。
《通知》决定，对广东省独立储能电站试行电费补偿机制，并明确了电费补偿机制适用范围、 电费补偿金确定标准和电费补偿金额支付等内容。
独立储能一般是指以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议的项目，不包含抽水蓄能。与之相对的是依托新能源发电项目配套建设的储能项目等。
国家能源局数据显示，截至今年上半年，中国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，其中独立储能、共享储能装机占比45.3%，新能源配建储能装机占比42.8%，其他应用场景占比11.9%。
根据《通知》，广东独立储能电站符合两个条件之一的可获得电费补偿：一是获得国家或省级能源主管部门认定的新型储能试点示范项目；二是纳入2023年-2025年的年度计划且在2025年底前进入商业运营的独立储能项目。
《通知》提出，独立储能电站可获得的电费补偿金额根据补偿标准和月度可用最大容量确定，其中年度补偿标准统一为100元/千瓦(含税)，月度补偿标准按年度补偿标准除以12确定，每月补偿电费以元为单位，四舍五入保留两位小数。
月度可用最大容量由独立储能向电力调度机构申报次月最大出力，不得高于电站在并网调度协议中明确的装机容量。
《通知》要求，电网企业按月向独立储能电站支付电费补偿金额，支付资金由广东省尖峰加价电费承担。
独立储能的收益渠道包括容量租赁收入、容量电价收入、电力现货交易收入和辅助服务收入等。
广东省最新提出的电费补偿机制，正是一定程度上以容量为基准的容量电价，采用容量补偿机制，将改善独立储能的盈利水平。
当前，国内新型储能市场化成本疏导机制和商业运营模式尚不成熟，单独通过电力现货交易无法保障收益。
以广东为例，根据广东电力交易中心发布的《广东电力市场2024年半年报》，今年上半年，广东省共有五家独立储能试点参与电力现货市场，充电电量共计1.5亿千瓦时，均价312.8厘/千瓦时；放电电量共计1.3亿千瓦时，均价336.2厘/千瓦时。
以此计算，五家试点合计结算电费-399.6万元，其中充放电能量电费-386.4 万元，分摊及返还电费-13.2万元。折合到充电电量，千瓦时电收益为-26.64厘/千瓦时，陷入亏损。
广东人大网今年5月公布《关于加快完善新型储能领域市场化机制的建议》的提案指出，要建立新型储能容量租赁市场的运营规则和管理要求，由政府制定容量租赁指导价。建立合理的容量电价补偿机制，例如允许新型储能向电网送电时，根据月度可用容量获得容量电价补偿。
截至目前，中国尚未出台国家层面的独立储能容量电价，但多地已推出了形式不同的容量补偿政策促进新型储能发展。
2023年5月，新疆发改委印发《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》，提出建立独立储能容量电价补偿机制，在国家出台统一新型储能容量电价政策前，对新疆投运的独立储能先按照放电量实施0.2元/千瓦时的容量补偿。
随后，《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》发布，提出纳入示范项目的电网侧独立储能电站可享受容量补偿。按放电量计算，补偿上限暂为0.35元/千瓦时，补偿期暂按10年考虑。
山东省出台《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》完善电网侧新型储能市场化“两部制”上网电价机制，其中新型储能向电网送电时，可根据月度可用容量获得容量电价补偿，具体补偿标准根据当月电力市场供需确定。
今年7月，河北省发改委印发《冀北电网独立储能参与市场化调度运行与中长期交易方案（试行）》，其中明确冀北地区独立储能依据全容量并网时间，享受容量电价激励机制。容量电价上限为100元/千瓦·年，容量电价标准根据储能并网时间逐月退坡。
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