电网放手，市场接手，新能源配储市场竞争力迎来考验！

2024年2月8日，国家发改委正式发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，该办法于2024年4月1日起施行。2007年9月1日起施行的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（原国家电力监管委员会令第25号）同时废止。

新能源“断奶”，市场化加速

2007年的监管办法第十条规定：“电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量。”

2024年新施行的监管办法第四条明确规定：“可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量。市场交易电量是指通过市场化方式形成价格的电量，由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。”

新规施行，旧规废止，从全额收购，到划分保障性收购电量，电网逐步给新能源“断奶”，加速新能源电力市场化进程。

能耗双控转向碳排放双控，鼓励用户侧消纳

2023年7月11日下午，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》。该意见明确了从能耗双控转向碳排放双控，给高能耗用户“松绑减压”，能耗管控放开，只控制碳排放，这一政策转变将进一步刺激高能耗企业加大新能源电力的使用，从而提升新能源市场交易电量带来的收益，推动新能源市场消纳机制走向成熟。

碳税助推企业主动消纳新能源

目前全球已有多个国家实施了碳税政策，碳税增加了出口企业的生产成本，但从另一方面，通过市场约束企业碳排放，提高企业主动采用新能源电力积极性，从而降低碳排放量，减少碳税支出。

电网放手，市场接手，此次国家提出保障性收购电量，保留了一定缓冲空间，未来会不会持续收紧，还是未知，新能源电力企业想要持续发展，要逐步向市场交易电量侧重，市场盈利能力是关键，新能源的收益途径中，储能占重要部分。

因此，新能源配储的盈利能力，决定了新能源的市场上限。那么什么样的储能技术路线更具市场潜力？

长时、经济的储能技术

从新能源电力本身特性而言，长时储能，显然更具市场竞争力，因为新能源发电时间有限，以光伏为例，大部分地区年平均有效光照时长为5-7H/天，新能源不发力时段如何盈利？只有依靠储能将大发时富余的电力进行存储，在不发力的时段内放电出售，才能产生收益，足够时长的储能可充分适配不同时段峰谷，收益最大化。

百穰新型二氧化碳储能系统单次循环最大可达24H，单次充、放电时长可达23H以上，系统等效时长利用系数可接近100%，全生命周期度电成本可低至0.15元/KWh；且系统功率单元与容量单元解耦设计，扩容时长仅需增加容量单元，扩容成本低，因此，百穰二氧化碳储能系统时长越长，系统单位成本越低，具备优良的长时经济性。

电网友好的储能技术

电网友好性，即储能技术特性、功能与电网运行调度的适配程度，简而言之，电网是否愿意对使用某储能技术路线的设施进行调用。电网调用，储能才能产生收益，调用越少，收益自然也随之减少。 

百穰二氧化碳储能系统在生命周期内容量、效率稳定，自带转动惯量，不同气候与环境下运行稳定，配置灵活，能够友好适配电网各类调用场景，具备出色的长期回报能力。

撰稿/侯红亮