新能源配建储能政策如何改进？

改进新能源配建储能政策 推动新型储能可持续发展

  华北电力大学 胡军峰 中国能源研究会双碳产业合作分会 黄少中 睿博能源智库 王轩

  新能源配建储能政策效果显著

  新型储能是指除抽水蓄能之外的新型电储能技术，包括锂电池、钠电池、液流电池、压缩空气、飞轮、储热、储氢等多种方式。新能源配建储能可以有效缓解新能源发电对电力系统平稳运行造成的负面影响，包括平滑新能源出力曲线，缓解新能源出力随机性、间歇性、波动性等问题对电力系统安全稳定运行带来的影响；参与电力系统调频、备用等辅助服务，承担新能源的相应义务；平抑新能源出力波动性，提高新能源输出电能质量，进而帮助可再生能源实现大规模并网，有效提升新能源利用效率等。

  在我国，新能源配建储能政策最早开端于2017年。当时，青海省发展改革委发布《2017年度风电开发建设方案》，要求风电项目按照装机容量的10%配建储能。此后陆续有新能源接入较多的省份也开始对新能源配建储能提出政策要求。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局发布《“十四五”现代能源体系规划》，明确支持新能源合理配建储能系统，推动新型储能大规模发展。新能源配建储能政策随之在全国各地纷纷出台，初步统计有26个省份出台了相关具体政策，包括详细规定新能源配备储能的容量以及配备储能的时长等，促进了新型储能产业的迅速发展。据国家能源局统计，截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上，其中电源侧新型储能占比最高，达将近一半。

  不同区域由于能源供需状况不同，对新能源配建储能的政策也相应存在一些差异。比如与华东、华中和南方相比，华北、西北、东北出台的新能源配储政策相对较多，并且配储比例较高，华北区域的新能源配储量大多数都在10%与40%之间，时长均不低于2小时。这可能是由于华北、西北、东北等区域新能源新增装机容量大，电力需求增量相对较小，因此对电力系统冲击较大，新型储能配建要求也就相对较高。华北区域新能源配储量最多的是山东省，要求按照装机容量15%—30%、时长2—4小时配置储能设施，或者租赁同等容量的共享储能设施；华东区域新能源配储能最多的是安徽省，提出光伏项目配置容量14%—35%、时长1小时的储能，风电项目配置容量40%—98%、时长1小时的储能；西北区域配建储能最高的是新疆，对建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电和光伏项目；华中区域新能源配储比例也相对较高，主要体现在湖南省，该省要求全容量并网运行的新型储能试点项目分别按其装机容量的1.5倍、1.3倍计算所配新能源容量；南方区域关于新能源配建储能的政策文件出台较少，容量大多集中在10%和20%之间，配储量最高的是海南省澄迈县，按照容量25%、时长2小时配置。

  新能源配储政策尚有不足

  新能源配建储能政策在大规模促进新型储能产业发展的同时，由于较多关注储能建设，对于后续实际运行要求则相对较少，导致很多新能源企业只是满足储能配建要求，实际运行管理则相对粗放，储能实际有效利用率很低。据中电联统计，新能源配建储能等效利用系数仅为6.1%，影响了储能项目对新能源发展促进作用的发挥。

  以美国和欧洲为代表的国外新能源配建储能发展也非常迅猛，如美国新能源配建储能超过储能总装机的三分之一，不同地区对配建储能的要求有所差异，其中加州比较有代表性，其光伏配建储能比例处于45%和60%之间，充放电时间主要以4小时为主。欧洲则以英国和德国为代表，英国新能源配建储能要占将近一半，德国则占将近60%。国外新能源配建储能迅速发展，并不是强制要求的结果，而是在政策支持的基础上企业的市场自主选择，政策激励确实发挥了良好的效果。国外新能源配建储能发展迅速的主要原因包括：一是充分的国家激励政策。美国、欧洲等从国家以及地区层面制定远期新能源发展目标，通过激励新能源的发展间接催生储能的配套需求，并直接对新能源配建储能给予充足的财政补贴类政策性倾斜。二是比较成熟的电力市场。欧美大部分国家已形成较为成熟的电力现货市场以及辅助服务市场，并在积极探索储能如何更好地参与电力现货市场和辅助服务市场交易，为发电侧储能回收成本提供了重要途径。三是透明公开的电网调度。美国和欧洲都会实时公布电力交易出清结果和安全校核结果，通过节点电价等方式体现网络阻塞，也为是否建设储能提供了清晰的市场信号。

  相比国外，我国在新能源配建储能政策上还存在一些不足。一是经济性激励措施较少。目前国内新能源配建储能的政策更多倾向于行政激励措施，对应的经济性激励措施相对偏少。即使采取经济性激励措施也是时间比较短，一般为2—3年，如浙江省给予容量补贴的时间为3年，义乌市根据峰段实际放电量给予储能运营主体0.25元/千瓦时的2年补贴。而国外新能源配储经济性激励政策的特点是持续时间长、力度大，如美国2008年就针对新能源配建储能提出投资税收减免和加速折旧补贴优惠，2022年降低通胀法案进一步将投资税收减免优惠退出日期延后10年，优惠力度也有所提升。德国、英国等欧洲国家也有相应的经济性激励措施。在国内，由于经济性激励措施匮乏，使得各省份现有的新能源配储政策无法真正发挥支持作用，新能源电站面临的储能投资运维成本缺乏有效的回收途径，使得一些新能源配储电站无法高质量运行。二是新能源配建储能的电力市场交易机制不成熟。目前配建储能主要是为了使新能源获得并网资质，配建的储能不允许作为独立主体参与电力市场交易，这严重限制了新能源配储的应用场景。其实对于新能源配建储能而言，除了可以服务于新能源企业自身外，当新能源企业由于受资源条件所限处于无法出力或者停机检修等时段，配建储能就处于闲置状态，而不能以独立储能的身份参与电力市场交易，因而无法获取更多的收益从而减轻新能源企业配建储能的成本压力。三是在新能源配建储能政策中“一刀切”现象比较严重。我国很多省份强制要求新能源一定要配建10%—20%容量的储能，否则不予接入电网，这一强制要求没有考虑到新能源所属区域的特点。本质上新型储能为电力系统提供辅助服务的受益方不仅有新能源企业，也有终端负荷。有些区域电网如华北、华东、广东等对电力需求量相对较大，城市负荷占比也较多，终端电力消费波动程度也就比较高，对电力系统辅助服务需求相比新能源接入就更多，这时强制要求新能源承担配建储能的责任可能就不太合理，而在电力需求相对不足的区域电网，新能源接入对储能辅助服务的需求就相对更多一些，对新能源配建储能要求可能就相对要合理一些。同时在配建储能时也要综合考虑其他手段，如需求侧响应等，以达到收益成本最优状况。

  新能源配建储能政策改进措施

  为了推动新型储能可持续发展，需要对新能源配建储能政策做进一步改进。一是通过经济手段对新能源配建储能进行引导。新能源企业配建储能的主要目的在于减少新能源接入对电力系统安全稳定运行的影响，减少影响的措施既可以通过新能源配建储能实现，也可以其他企业投资建立独立储能接入电网提供辅助服务的方式来实现，因此通过新能源分摊独立储能提供辅助服务成本的方式也可以达到同样的效果。对于新能源企业而言，应该通过经济手段对其是否配建储能进行引导，如果分摊辅助服务成本超过自建，则新能源企业会自主选择配建储能，否则让其分摊辅助服务成本即可。二是鼓励新能源配建储能参与电力市场交易，并积极构建适合储能运行特征的市场交易规则。对于新能源企业配建的储能，除了可以满足自身接入电网调节出力的需求外，还应该允许其按照独立储能的身份自由参与容量市场、现货市场以及辅助服务市场等交易，从而提高新能源配建储能在闲置期的利用率，通过参与市场交易增加新能源配建储能的收益，降低新能源企业配建储能的成本压力。三是允许新能源通过签订储能保险合同等方式满足调节要求。取消新能源企业配建储能的“一刀切”强制做法，在利用经济手段引导新能源配建储能的基础上，除了租赁合同形式外，也应允许新能源与独立储能企业或者其他配建储能的新能源企业签订储能保险合同等其他金融合同，减少新能源企业相关成本的分摊。四是通过财税支持等手段支持新能源配储的发展。对于配建储能的新能源企业在征收企业所得税时可以考虑参考美国联邦所得税减免的方式，按照储能投资成本的百分比对企业所得税进行减免，从而促进新能源企业配建储能产业的健康可持续发展。五是积极推动电网调度信息公开透明。在电力市场交易过程中对于电网调度安全校核和阻塞等相关信息积极向市场交易参与方进行公开，让市场交易参与方尤其是新能源企业根据电网阻塞状况合理调整其市场参与方式，自主进行配建储能等相关决策，为电网安全稳定运行提供相应支撑。