近日，国家发展改革委、国家能源局印发了《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》，提出在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。该政策的出台是对2021年风光建设方案提出建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制的衔接，也是国家层面对省级行政区新能源配置储能模式给予的方向性指导。

 

由此可见，面向新能源为主体的新型电力系统，加快新型储能规模化发展已是势在必行，发电企业通过自建或购买调峰储能的政策出台并非偶然。今年以来，储能相关政策密集出台，呈现以下两个特点。

 

一方面，坚持系统观念，突出顶层设计。从电力系统来看，储能是我国能源产供储销体系建设的重要组成部分，储能政策的制定首先服务于我国能源转型目标。从储能自身来看，2021年7月，国家发展改革委、国家能源局正式下发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，文件对储能的发展规划、技术进步、政策体系、市场环境、价格机制、建设运行等多个方面进行了系统设计，这将成为“十四五”时期储能发展与应用的指导性文件，在此框架下，相信后期将有更加详细的细分政策出台。

 

另一方面，明确功能定位，坚持问题导向。发展新型储能是提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措。首先要应用储能解决系统灵活性资源匮乏问题，根据功能定位，在新型电力系统中，储能的应用将聚焦于保安全、保供应、促消纳、降成本等关键场景。同时要解决储能发展新阶段自身的问题，如储能参与电力市场、容量电价以及电网企业投资储能的问题。

 

目前，储能成本仍然较高，难以与市场环境下的替代方案相竞争。对于通过自建/合建储能设施或购买储能服务的市场化新能源并网项目，关键要看新能源发电自身盈利能力和储能带来的附加价值。为提升储能价值和竞争力，提升新能源配置储能的积极性，在政策设计上还应考虑如下问题。

 

一是减少重复的调峰辅助服务费用分摊。对于保障性并网的新能源发电项目，由全网统一调峰并承担调峰辅助服务费用分摊，对于市场化并网的新能源发电项目，由于通过自建/合建与购买调峰服务后已实现自我调峰，不应再承担相应时段的系统调峰辅助服务费用分摊。根据国家发展改革委《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，市场化并网项目与保障性并网项目在上网电价上均执行当地燃煤发电基准价，在相同收益的情况下，部分省份的市场化项目配套建设储能，虽然初始总投资提升，但扣除调峰辅助服务分摊费用、并网考核费用、弃电增发等，综合来看，将大大提升市场化项目竞争力。

 

二是加快现货市场建设，推动储能联合新能源报量报价参与现货市场。一方面发挥新能源边际成本低的特点，在现货价格低时充电，现货价格高时放电，提高新能源场站盈利能力；另一方面，新能源发电具有随机波动性，通过配置储能可提升新能源场站履约能力，减少市场执行偏差。我国中长期电力市场、部分调频辅助服务市场、绝大多数调峰辅助服务市场均将储能纳为市场主体，储能的技术特性在于短平快，其价值在现货市场和辅助服务市场中会得到更好体现。我国第一批现货试点已全面进入试运行，第二批试点正在开展，应将储能全面纳入现货市场，同时，在市场规则设计上应能够体现出新型储能的特点，“按效果付费”。

 

三是完善调度运行管理机制，提升储能利用率。新能源发电配置的储能具有两种运行模式：一是自主运行，可作为独立市场主体参与电力市场，二是交由当地电网企业由电网统一调度。储能盈利能力不仅取决于充放电价差，还取决于利用率，通常一年的调峰时间主要集中在冬春季节，在电力市场尚未成熟之前，自主运行储能设施大大降低其利用率，也造成全网调峰资源的闲置。因此在市场过渡阶段，由电网统一调度有利于储能整体效益的提升，但前提是要理顺辅助服务分摊补偿机制、储能充放电价格机制等。