农工党中央：关于推动新能源储能市场化配置的提案

加快发展新能源是实现碳达峰、碳中和目标，构建新发展格局的重要举措。新能源电力要成为主要电源，离不开储能。2020年以来，国家层面多次提到支持储能发展，多省相继发文支持新能源发电侧储能发展，或鼓励“新建风电光伏项目+储能”以配合电网调度，或要求光伏风电项目必须配套相应比例的储能装置，或提出不配储能则无项目的新增空间。随着多地新建风光发电项目必须配备储能政策的出台，储能正在成为新能源发电项目的标配。

但当前，我国新能源储能配置政策方面仍存在一些问题，主要有：

一是储能成本由新能源发电侧全部承担，加重新能源企业负担。虽然多省出台了新能源配置储能的政策，但政策几乎清一色将储能的责任划分给了新能源发电侧，且并未提到任何对发电侧相应增加的权利，同时对电网以及需求侧的责任也没有任何规定。目前储能技术成本较高，新能源强配储能无疑增大了新能源企业的成本。按光伏项目装机规模20%、储能时间2小时计算，配套储能将导致企业初始投资成本提高8-10%；对风电项目来讲，初始投资成本提高比例在15-20%之间。

二是储能设备质量参差不齐，储能有可能沦为新能源项目上马的“陪衬花瓶”。目前储能成本明显偏高，新能源企业配置储能明显会降低企业收益，但在产业政策的要求下又不得不配，出于利益考虑，新能源企业很可能会配置一些低质量、价格成本偏低的储能设备。从长远来看，低质量储能设备一方面无法达到电网要求削峰填谷、稳定系统的作用，对电网的良性发展不利，降低了对储能产业的整体评价和期望值；另一方面，储能成了新能源项目上马获批的“花瓶”，沦为陪衬，造成社会资源的浪费，不利于储能产业长远发展。

三是储能的收益途径单一，储能企业积极性不高。除了储能成本偏高，没有盈利空间才是发电企业不愿配储能和电源企业配储能承诺兑现缓慢的根本原因。国家发改委印发的《输配电定价成本监审办法》明确将电储能设施排除在输配电价之外，调峰辅助服务收益成为储能的唯一收益来源。即使在储能收益来源如此单一的前提下，多省份都下调了储能调峰申报价格。

为此，建议：

一是确立投资多重分担的市场模式。做好顶层设计，政府牵头，以“谁受益谁付费”为原则，建立新能源企业、电网企业、用户三方按利益确定投资模式以及盈利模式，探索峰谷电价差动态调整机制以及探索储能容量电费机制，建立良好的投资和利益分配机制，引导产业健康发展。

二是对参与电网调峰调频的储能设施给予政策性优惠。由于目前电化学储能成本相对较高，为推动产业前期良性发展，促进市场化模式的成长，建议对参与电网调峰调频的储能设施从政策上予以保障。可借鉴青海省出台新能源配储能补贴措施，对“新能源+储能”“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴。另外，基于权利义务对等原则，在新能源企业承担储能成本的前提下，出台对等的优惠政策，给予配置储能的新能源企业增加一定数量的基数电量。

三是统筹规划储能产业布局。各地要从省级层面统筹规划布局储能产业，因地制宜考虑各省的新能源发展规划以及电源结构特征，确认本地需要配置的电化学储能最佳比例和位置，而不是硬性规定必须配备项目规模的10%及以上的比例。要积极引入社会资本，在装机容量大、接近负荷中心的风光场站，集中建设较大规模汇集储能电站，既能从规划层面解决单个项目必须配备储能而带来的小而散的弊端，也能以市场化的手段做大储能市场主体。

四是积极探索储能的多重收益。随着电力市场改革的深入，要积极探索储能收益的多重性。鼓励储能系统运营商作为独立市场主体提供多元化服务，能够参与调峰、调频、黑启动等各类服务，并能获得额外的渠道收益。