配额制+市场化，解构储能新政策的现实意义

国家政策继续助力储能发展的火热情绪。今天，发改委、能源局正式发布《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（发改运行〔2021〕1138号，以下简称“通知”），旨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。相对于《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出的原则性目标和路径，通知对于解决电网调峰能力问题提出了更多实质性内容。

1、主要原则

可再生能源的发展是实现“碳达峰、碳中和”的重要途径，而可再生能源发展的关键在于电力系统消纳，为了增强电力系统的消纳能力，通知中提出了以下具有较大意义的原则：

（一）界定电网企业和电源企业的消纳责任

电网企业和电源企业对可再生能源消纳负有“共同但有区别”的责任，一方面电网企业要切实承担消纳的主体责任，统筹调峰能力建设和资源利用；但在每年新增的并网消纳规模中，电源企业适当承担可再生能源并网消纳责任。随着新能源发电技术进步、效率提高，以及系统调峰成本的下降，电网企业承担的消纳规模和比例有序调减。

以上界定比较符合新型电力系统发展的实际情况，电网企业主要依托电力系统的既有安全裕度，对新能源发电的随机波动性进行调节，但随着新能源更大规模发展，电网的安全裕度快速降低，传统消纳模式无法持续。需要针对新能源配套更多的调峰电源，“超过电网企业保障性并网以外的规模”需要发电企业承担主要消纳责任。新政策的最重要意义，就是要解决“超出部分”的可再生能源发电如何消纳的问题。

（二）对于“超出部分”提出了调峰的配额方式

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），采用自建、合建或购买的方式配置调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。实际上是对于超出电网消纳能力的部分，要求由可再生能源发电企业按照不小于15%（时长4小时）的方式配置调峰资产，采用配额制的方式促进电力系统调峰资源的增长，类似一种优化了的各省（市）推行的新能源配储能的升级版。

（三）市场化手段获得调峰能力

通知明确调峰资源包括抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或煤电灵活性改造等资源，以上均可作为独立的市场主体，可再生能源发电企业可以通过市场交易的方式向调峰市场主体购买调峰能力，包括购买调峰储能项目和调峰储能服务两种方式。

2、主要影响分析

整体来看，新政策对于电力系统调峰能力建设的诸多问题进行了安排，个人认为将产生以下几方面影响：

一是将促进电力系统调峰能力的快速提升。通知客观承认电网企业消纳能力有限，实际上给电网企业消纳责任提出了一个边界概念，而边界外即“超过电网企业保障性并网以外的规模”的可再生能源发电的消纳，需要以配额制的方式由可再生能源发电企业承担，为近年来各地越来越盛行的新能源配储能的方式定了一个基调，虽然不是新能源发电企业所乐见的，但对于长期困扰储能发展的“谁买单”的问题进行了回答，将推动实现调峰能力与可再生能源装机的同步发展。

二是通过市场化手段降低调峰成本。可再生能源发电企业能通过自建、合建和购买等方式自主选择最优的调峰资源，以市场化手段降低调峰成本，与地方版的新能源强配单一储能方式相比更加合理，也将促进新能源行业分工的细化，专业储能电站和共享储能的商业模式将进一步发展。

三是实现各类调峰资源同台竞技。通知中的调峰资源包括抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或煤电灵活性改造等，体现了不偏不倚的原则，对于挖掘各方面调峰资源，尤其通过市场化手段促进边际成本低的调峰方式胜出，对于优化调峰结构，促进全社会调峰资源优化配置将发挥重要作用。需要指出的是，以前关注度不高，改造动力不足的火电灵活性改造等方式，由于其边际成本比较低，具有较大竞争力，将会获得较大的发展动力。

3、需要进一步解决的问题

新政策虽然通过配额制+市场化的方式，对于促进调峰资源的多元化、最优化发展，提升可再生能源消纳能力将发挥明显作用，但以下问题仍需要继续明确：

一是电网企业保障性并网规模如何界定。即如何衡量每年电网企业保障性并网能力，保障性并网能力内的可再生能源发电项目在配置储能方面具有豁免权，那么哪些项目、多大容量包含在保障性并网规模中间？其划分方法难以设计，而且将引发较大的争议。

二是配建比例如何确定与优化。当前确定的15%功率/4小时的配置比例，其时长体现了电力系统对于较长时间调峰能力的需求，也是比较符合电力系统运行实际的；但是15%的功率比例可能难以满足电力系统发展要求，特别在“双高”、“双峰”特性越发明显的情况下，该比例无法满足新能源大发时段消纳、新能源小发时段可靠供电的需求，未来如何调整，需要电力系统专业机构根据实际运行情况动态确定。

三是调峰资源差异性如何体现。由于电化学储能、抽水蓄能、火电、气电的调峰速率、启停时间不同，其有效调峰能力和性能其实并不一样，新政策中关于调峰能力的界定值得商榷。特别对于电化学储能来说，其调峰成本远大于其他调峰电源，而又是被广泛看好、成本下降空间较大的调峰资源，需要有其他政策对其进行支持，促进其技术、标准的快速发展和成本的下降。当然，通知中要求考虑新建调峰资源项目的建设周期，各地在安排发电项目时要做到与新增调峰项目同步建成、同步并网，由于电化学储能建设周期比较快，对其成本劣势能进行一定弥补。

四是调峰资源有效性如何保证。各省市版的新能源强制配储能项目，由于项目建设目的是并网而不是运行，导致很多项目建设质量低、运行效果差。新政策如何保证调峰效果持续有效发挥也存在难题。通知中要求，各地政府主管部门会同电网企业，对发电企业承诺自建、共建或购买调峰项目加强监管，项目投产后调度机构不定期按照企业承诺的调峰能力开展调度运行，确保调峰能力真实可信可操作，对于虚假承诺企业，采取惩罚和取消下年度自行承担可再生能源消纳责任资格。整体来看，其执行难度较大，如何统一标准和流程，确保实际效果需要时间的验证与考验。