政策支持新能源企业提升配储能力 可持续发展问题仍待解

　　作者： 马晨晨

　　8月10日，国家发改委和国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（下称《通知》）。要求多渠道增加可再生能源并网消纳能力、鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模、允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模、鼓励多渠道增加调峰资源。

　　配比方面，《通知》提出，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。

　　中国能源研究会能源与环境专业委员会秘书长王卫权认为，该政策在实操层面需要注意两个问题，一是如何实现发电企业、电网企业和储能企业三方共赢；二是怎样将调峰能力认定、交易机制监管的执行措施落到实处。

　　“在双碳目标的背景下，可再生能源快速发展是必然的趋势。但是，大规模发展可再生能源面临两个核心问题：一是土地资源紧张，二是电网消纳能力不足。”王卫权告诉第一财经记者，出台《通知》正是为了解决并网问题。

　　王卫权分析，当前电网的调峰能力相对有限，如果持续大规模发展以风电、光伏为主的可再生能源，考虑到其间歇性和波动性，可能会影响到电力安全。因此，采用市场化的方式，鼓励可再生能源发电企业“自带调峰”，以扩大电网消纳可再生能源的能力。

　　据第一财经记者不完全统计，“十四五”开端，宁夏、湖南、内蒙古、山西、湖北、河北、贵州、青海、陕西、海南、江西、广西、甘肃、山东等省份陆续明确新能源配置储能的具体要求，配储比例多在10%~20%。

　　多名业内人士对第一财经表示，对于《通知》提出的功率15%、时长4小时以上等要求并不意外。不过，与各省储能配比要求不同的是，《通知》还提出鼓励多渠道增加调峰资源。调峰资源不仅包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能，还有气电、光热电站、灵活性制造改造的煤电。后面三者并不属于储能的范畴。

　　“新型储能与抽水蓄能，火电灵活性机组、气电、光热电站都是系统调峰资源，目前系统的主要调节资源仍是以火电灵活性机组和抽蓄为主。在高比例可再生能源场景下，综合考虑经济性、规模大小和技术成熟程度，国家层面提出这五种调峰方式是非常合理的，符合全局性要求。”中关村(000931,股吧)储能产业技术联盟副秘书长李臻对第一财经分析称。

　　《通知》还提出，允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模。在电网企业承担风电和太阳能(000591,股吧)发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，可通过与调峰资源市场主体进行市场化交易的方式承担调峰责任，以增加可再生能源发电装机并网规模。

　　事实上，早在各省出台硬性配储要求时，业内就有不同的声音：储能的商业模式仍未完善，新能源配置储能的硬性要求将给开发业主带来额外成本。

　　“目前行业面临最大的问题是能否可持续发展。尽管政策利好、资本市场表现踊跃，但是没有改变储能的经济性不高、商业模式不明朗的事实，成本何时传导？”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向第一财经表达了同样的担忧。

　　7月23日，国家发改委和国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出健全新型储能价格机制。包括建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。

　　林伯强称，尽管今年出台了分时电价的相关政策，部分缓解了电力成本传导问题，但是没有完全解决。指导意见提出的“将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”，也还处在研究阶段，缺乏细则支撑。

　　李臻认为，无论是自建、合建还是购买储能或其他调峰服务，新建保障性消纳以外的可再生能源配置调峰资源的成本，主要是由发电企业承担。目前储能的收益，主要通过电力辅助服务市场实现。现有政策下，大部分地区仅靠调峰辅助服务市场的收益还难以完全收回储能的成本，需要考虑可再生能源配置储能的整体收益。