農工黨中央：關於推動新能源儲能市場化配置的提案

加快發展新能源是實現碳達峰、碳中和目標，構建新發展格局的重要舉措。新能源電力要成為主要電源，離不開儲能。2020年以來，國家層面多次提到支持儲能發展，多省相繼發文支持新能源發電側儲能發展，或鼓勵“新建風電光伏項目+儲能”以配合電網調度，或要求光伏風電項目必須配套相應比例的儲能裝置，或提出不配儲能則無項目的新增空間。隨著多地新建風光發電項目必須配備儲能政策的出台，儲能正在成為新能源發電項目的標配。

但當前，我國新能源儲能配置政策方面仍存在一些問題，主要有：

一是儲能成本由新能源發電側全部承擔，加重新能源企業負擔。雖然多省出台了新能源配置儲能的政策，但政策幾乎清一色將儲能的責任劃分給了新能源發電側，且並未提到任何對發電側相應增加的權利，同時對電網以及需求側的責任也沒有任何規定。目前儲能技術成本較高，新能源強配儲能無疑增大了新能源企業的成本。按光伏項目裝機規模20%、儲能時間2小時計算，配套儲能將導致企業初始投資成本提高8-10%﹔對風電項目來講，初始投資成本提高比例在15-20%之間。

二是儲能設備質量參差不齊，儲能有可能淪為新能源項目上馬的“陪襯花瓶”。目前儲能成本明顯偏高，新能源企業配置儲能明顯會降低企業收益，但在產業政策的要求下又不得不配，出於利益考慮，新能源企業很可能會配置一些低質量、價格成本偏低的儲能設備。從長遠來看，低質量儲能設備一方面無法達到電網要求削峰填谷、穩定系統的作用，對電網的良性發展不利，降低了對儲能產業的整體評價和期望值﹔另一方面，儲能成了新能源項目上馬獲批的“花瓶”，淪為陪襯，造成社會資源的浪費，不利於儲能產業長遠發展。

三是儲能的收益途徑單一，儲能企業積極性不高。除了儲能成本偏高，沒有盈利空間才是發電企業不願配儲能和電源企業配儲能承諾兌現緩慢的根本原因。國家發改委印發的《輸配電定價成本監審辦法》明確將電儲能設施排除在輸配電價之外，調峰輔助服務收益成為儲能的唯一收益來源。即使在儲能收益來源如此單一的前提下，多省份都下調了儲能調峰申報價格。

為此，建議：

一是確立投資多重分擔的市場模式。做好頂層設計，政府牽頭，以“誰受益誰付費”為原則，建立新能源企業、電網企業、用戶三方按利益確定投資模式以及盈利模式，探索峰谷電價差動態調整機制以及探索儲能容量電費機制，建立良好的投資和利益分配機制，引導產業健康發展。

二是對參與電網調峰調頻的儲能設施給予政策性優惠。由於目前電化學儲能成本相對較高，為推動產業前期良性發展，促進市場化模式的成長，建議對參與電網調峰調頻的儲能設施從政策上予以保障。可借鑒青海省出台新能源配儲能補貼措施，對“新能源+儲能”“水電+新能源+儲能”項目中自發自儲設施所發售的省內電網電量，給予每千瓦時0.10元運營補貼。另外，基於權利義務對等原則，在新能源企業承擔儲能成本的前提下，出台對等的優惠政策，給予配置儲能的新能源企業增加一定數量的基數電量。

三是統籌規劃儲能產業布局。各地要從省級層面統籌規劃布局儲能產業，因地制宜考慮各省的新能源發展規劃以及電源結構特征，確認本地需要配置的電化學儲能最佳比例和位置，而不是硬性規定必須配備項目規模的10%及以上的比例。要積極引入社會資本，在裝機容量大、接近負荷中心的風光場站，集中建設較大規模匯集儲能電站，既能從規劃層面解決單個項目必須配備儲能而帶來的小而散的弊端，也能以市場化的手段做大儲能市場主體。

四是積極探索儲能的多重收益。隨著電力市場改革的深入，要積極探索儲能收益的多重性。鼓勵儲能系統運營商作為獨立市場主體提供多元化服務，能夠參與調峰、調頻、黑啟動等各類服務，並能獲得額外的渠道收益。