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8月10日，國家發(fā)改委和國家能源局發(fā)布《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》（下稱《通知》）。要求多渠道增加可再生能源并網(wǎng)消納能力、鼓勵發(fā)電企業(yè)自建儲能或調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模、允許發(fā)電企業(yè)購買儲能或調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模、鼓勵多渠道增加調(diào)峰資源。

配比方面，《通知》提出，為鼓勵發(fā)電企業(yè)市場化參與調(diào)峰資源建設(shè)，超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調(diào)峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。

中國能源研究會能源與環(huán)境專業(yè)委員會秘書長王衛(wèi)權(quán)認為，該政策在實操層面需要注意兩個問題，一是如何實現(xiàn)發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)和儲能企業(yè)三方共贏；二是怎樣將調(diào)峰能力認定、交易機制監(jiān)管的執(zhí)行措施落到實處。

“在雙碳目標的背景下，可再生能源快速發(fā)展是必然的趨勢。但是，大規(guī)模發(fā)展可再生能源面臨兩個核心問題：一是土地資源緊張，二是電網(wǎng)消納能力不足。”王衛(wèi)權(quán)告訴第一財經(jīng)記者，出臺《通知》正是為了解決并網(wǎng)問題。

王衛(wèi)權(quán)分析，當(dāng)前電網(wǎng)的調(diào)峰能力相對有限，如果持續(xù)大規(guī)模發(fā)展以風(fēng)電、光伏為主的可再生能源，考慮到其間歇性和波動性，可能會影響到電力安全。因此，采用市場化的方式，鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)“自帶調(diào)峰”，以擴大電網(wǎng)消納可再生能源的能力。

據(jù)第一財經(jīng)記者不完全統(tǒng)計，“十四五”開端，寧夏、湖南、內(nèi)蒙古、山西、湖北、河北、貴州、青海、陜西、海南、江西、廣西、甘肅、山東等省份陸續(xù)明確新能源配置儲能的具體要求，配儲比例多在10%~20%。

多名業(yè)內(nèi)人士對第一財經(jīng)表示，對于《通知》提出的功率15%、時長4小時以上等要求并不意外。不過，與各省儲能配比要求不同的是，《通知》還提出鼓勵多渠道增加調(diào)峰資源。調(diào)峰資源不僅包括抽水蓄能電站、化學(xué)儲能等新型儲能，還有氣電、光熱電站、靈活性制造改造的煤電。后面三者并不屬于儲能的范疇。

“新型儲能與抽水蓄能，火電靈活性機組、氣電、光熱電站都是系統(tǒng)調(diào)峰資源，目前系統(tǒng)的主要調(diào)節(jié)資源仍是以火電靈活性機組和抽蓄為主。在高比例可再生能源場景下，綜合考慮經(jīng)濟性、規(guī)模大小和技術(shù)成熟程度，國家層面提出這五種調(diào)峰方式是非常合理的，符合全局性要求。”中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟副秘書長李臻對第一財經(jīng)分析稱。

《通知》還提出，允許發(fā)電企業(yè)購買儲能或調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模。在電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)風(fēng)電和太陽能發(fā)電等可再生能源保障性并網(wǎng)責(zé)任以外，仍有投資建設(shè)意愿的可再生能源發(fā)電企業(yè)，可通過與調(diào)峰資源市場主體進行市場化交易的方式承擔(dān)調(diào)峰責(zé)任，以增加可再生能源發(fā)電裝機并網(wǎng)規(guī)模。

事實上，早在各省出臺硬性配儲要求時，業(yè)內(nèi)就有不同的聲音：儲能的商業(yè)模式仍未完善，新能源配置儲能的硬性要求將給開發(fā)業(yè)主帶來額外成本。

“目前行業(yè)面臨最大的問題是能否可持續(xù)發(fā)展。盡管政策利好、資本市場表現(xiàn)踴躍，但是沒有改變儲能的經(jīng)濟性不高、商業(yè)模式不明朗的事實，成本何時傳導(dǎo)？”廈門大學(xué)中國能源政策研究院院長林伯強向第一財經(jīng)表達了同樣的擔(dān)憂。

7月23日，國家發(fā)改委和國家能源局發(fā)布《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，提出健全新型儲能價格機制。包括建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；研究探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收。完善峰谷電價政策，為用戶側(cè)儲能發(fā)展創(chuàng)造更大空間。

林伯強稱，盡管今年出臺了分時電價的相關(guān)政策，部分緩解了電力成本傳導(dǎo)問題，但是沒有完全解決。指導(dǎo)意見提出的“將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收”，也還處在研究階段，缺乏細則支撐。

李臻認為，無論是自建、合建還是購買儲能或其他調(diào)峰服務(wù)，新建保障性消納以外的可再生能源配置調(diào)峰資源的成本，主要是由發(fā)電企業(yè)承擔(dān)。目前儲能的收益，主要通過電力輔助服務(wù)市場實現(xiàn)?，F(xiàn)有政策下，大部分地區(qū)僅靠調(diào)峰輔助服務(wù)市場的收益還難以完全收回儲能的成本，需要考慮可再生能源配置儲能的整體收益。 

原標題：政策支持新能源企業(yè)提升配儲能力 可持續(xù)發(fā)展問題仍待解