近日，國家發展改革委、國家能源局印發了《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，提出在電網企業承擔可再生能源保障性并網責任的基礎上，鼓勵發電企業通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發電裝機并網規模。該政策的出臺是對2021年風光建設方案提出建立保障性并網、市場化并網等并網多元保障機制的銜接，也是國家層面對省級行政區新能源配置儲能模式給予的方向性指導。

 

由此可見，面向新能源為主體的新型電力系統，加快新型儲能規模化發展已是勢在必行，發電企業通過自建或購買調峰儲能的政策出臺并非偶然。今年以來，儲能相關政策密集出臺，呈現以下兩個特點。

 

一方面，堅持系統觀念，突出頂層設計。從電力系統來看，儲能是我國能源產供儲銷體系建設的重要組成部分，儲能政策的制定首先服務于我國能源轉型目標。從儲能自身來看，2021年7月，國家發展改革委、國家能源局正式下發了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，文件對儲能的發展規劃、技術進步、政策體系、市場環境、價格機制、建設運行等多個方面進行了系統設計，這將成為“十四五”時期儲能發展與應用的指導性文件，在此框架下，相信后期將有更加詳細的細分政策出臺。

 

另一方面，明確功能定位，堅持問題導向。發展新型儲能是提升能源電力系統調節能力、綜合效率和安全保障能力，支撐新型電力系統建設的重要舉措。首先要應用儲能解決系統靈活性資源匱乏問題，根據功能定位，在新型電力系統中，儲能的應用將聚焦于保安全、保供應、促消納、降成本等關鍵場景。同時要解決儲能發展新階段自身的問題，如儲能參與電力市場、容量電價以及電網企業投資儲能的問題。

 

目前，儲能成本仍然較高，難以與市場環境下的替代方案相競爭。對于通過自建/合建儲能設施或購買儲能服務的市場化新能源并網項目，關鍵要看新能源發電自身盈利能力和儲能帶來的附加價值。為提升儲能價值和競爭力，提升新能源配置儲能的積極性，在政策設計上還應考慮如下問題。

 

一是減少重復的調峰輔助服務費用分攤。對于保障性并網的新能源發電項目，由全網統一調峰并承擔調峰輔助服務費用分攤，對于市場化并網的新能源發電項目，由于通過自建/合建與購買調峰服務后已實現自我調峰，不應再承擔相應時段的系統調峰輔助服務費用分攤。根據國家發展改革委《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》，市場化并網項目與保障性并網項目在上網電價上均執行當地燃煤發電基準價，在相同收益的情況下，部分省份的市場化項目配套建設儲能，雖然初始總投資提升，但扣除調峰輔助服務分攤費用、并網考核費用、棄電增發等，綜合來看，將大大提升市場化項目競爭力。

 

二是加快現貨市場建設，推動儲能聯合新能源報量報價參與現貨市場。一方面發揮新能源邊際成本低的特點，在現貨價格低時充電，現貨價格高時放電，提高新能源場站盈利能力；另一方面，新能源發電具有隨機波動性，通過配置儲能可提升新能源場站履約能力，減少市場執行偏差。我國中長期電力市場、部分調頻輔助服務市場、絕大多數調峰輔助服務市場均將儲能納為市場主體，儲能的技術特性在于短平快，其價值在現貨市場和輔助服務市場中會得到更好體現。我國第一批現貨試點已全面進入試運行，第二批試點正在開展，應將儲能全面納入現貨市場，同時，在市場規則設計上應能夠體現出新型儲能的特點，“按效果付費”。

 

三是完善調度運行管理機制，提升儲能利用率。新能源發電配置的儲能具有兩種運行模式：一是自主運行，可作為獨立市場主體參與電力市場，二是交由當地電網企業由電網統一調度。儲能盈利能力不僅取決于充放電價差，還取決于利用率，通常一年的調峰時間主要集中在冬春季節，在電力市場尚未成熟之前，自主運行儲能設施大大降低其利用率，也造成全網調峰資源的閑置。因此在市場過渡階段，由電網統一調度有利于儲能整體效益的提升，但前提是要理順輔助服務分攤補償機制、儲能充放電價格機制等。