【能源观察家】储能产业政策要做到连贯融合

7月15日，国家发改委、国家能源局出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了加快推进储能产业发展的原则和目标，提出到2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上，接近当前装机规模的10倍，极大提振了行业信心；7月29日，国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，将进一步拉大峰谷电价差，建立健全尖峰电价、季节性电价等机制，为储能设施商业价值的实现提供空间，目前已有广东、江苏等8个地区响应，如广东最大峰谷电价差将达1.1735元/度；8月10日，国家发改委、国家能源局发布了《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》，鼓励新能源发电企业通过自建或购买的方式配置储能或调峰能力。

同时，电力现货市场已在首批8个试点地区深入推进，全部启动结算试运行，第二批6个试点也在紧锣密鼓地推进，为储能设施实现商业价值提供了机制平台。

相关政策密集出台，体现了国家大力发展储能产业的决心，但同时，各项政策、机制之间有效协同、提高效率、降低成本成为储能产业健康发展的关键。

新型电力系统要逐步实现可再生能源对化石能源的替代。2020年底，我国并网风电装机容量达28153万千瓦，同比增长34.6%；并网太阳能发电装机容量达25343万千瓦，同比增长24.1%。新能源的快速增长增加了电力系统消纳难度。在此背景下，为保障电力系统安全稳定运行，减少弃风、弃光，有效促进新能源消纳，国家发改委、国家能源局发布了《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》，规定新能源发电企业通过自建、合建或购买服务等方式配置储能或调峰资源后，由电网企业予以并网，要求挂钩比例达功率的15%（4小时以上），挂钩比例达20%以上的新能源项目优先并网。

《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》调动了新能源发电企业配置储能或调峰资源的积极性，并向储能产业释放出利好信号，也为电网调度保障供给安全、消纳新能源提供了更多空间，但政策的有效性值得商榷：

加重了新能源发电企业的负担。在尚未建立容量电价补偿机制的情况下，要求4小时的储能能力，显著提高了新能源发电企业配置储能设施或调峰资源的固定成本，且该成本缺少回收途径。单个新能源发电企业配置的储能或调峰设施规模较小，在运营过程中难以产生规模效应，将出现运营成本高、效率低等问题。

按照与单个新能源发电企业并网功率挂钩的方式配置储能或调峰能力，缺乏对全网的统筹优化，效率较低。事实上，不同新能源发电企业的出力曲线因地域分布、能源类型而异，其波动性可在一定程度上相互抵消。全网对新能源发电出力聚合后所需的储能或调峰资源，远小于单个新能源发电企业所需储能或调峰资源的简单叠加，因此后者的储能或调峰资源配置规模将远大于前者，降低了投资的经济性。

分散配置储能或调峰资源将增加电网调度成本和难度。电网调度需与多个分散的储能或调峰设施分别建立调度通信通道、开展安装和调试等工作，物资和人力成本较高；需在较短时间内完成多个分散设施的调度，实际操作复杂、难度大；并网规模较小的新能源发电企业按照挂钩比例配置的储能或调峰设施，可能尚未达到电网调度门槛，储能的运行不能与系统配合，只能简单就地削峰填谷。

储能设施充放电量安排与新能源发电企业实际利益密切相关，电网调度在峰谷电价机制下对储能设施进行调度，除考虑电网安全等因素外，还需兼顾公平性，实际操作难度较大。这一政策本质是管制微观投资行为，无形中降低了政策的有效性。