中國儲能網訊：改進新能源配建儲能政策 推動新型儲能可持續(xù)發(fā)展
華北電力大學 胡軍峰 中國能源研究會雙碳產業(yè)合作分會 黃少中 睿博能源智庫 王軒
新能源配建儲能政策效果顯著
新型儲能是指除抽水蓄能之外的新型電儲能技術，包括鋰電池、鈉電池、液流電池、壓縮空氣、飛輪、儲熱、儲氫等多種方式。新能源配建儲能可以有效緩解新能源發(fā)電對電力系統(tǒng)平穩(wěn)運行造成的負面影響，包括平滑新能源出力曲線，緩解新能源出力隨機性、間歇性、波動性等問題對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行帶來的影響；參與電力系統(tǒng)調頻、備用等輔助服務，承擔新能源的相應義務；平抑新能源出力波動性，提高新能源輸出電能質量，進而幫助可再生能源實現(xiàn)大規(guī)模并網，有效提升新能源利用效率等。
在我國，新能源配建儲能政策最早開端于2017年。當時，青海省發(fā)展改革委發(fā)布《2017年度風電開發(fā)建設方案》，要求風電項目按照裝機容量的10%配建儲能。此后陸續(xù)有新能源接入較多的省份也開始對新能源配建儲能提出政策要求。2022年3月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》，明確支持新能源合理配建儲能系統(tǒng)，推動新型儲能大規(guī)模發(fā)展。新能源配建儲能政策隨之在全國各地紛紛出臺，初步統(tǒng)計有26個省份出臺了相關具體政策，包括詳細規(guī)定新能源配備儲能的容量以及配備儲能的時長等，促進了新型儲能產業(yè)的迅速發(fā)展。據國家能源局統(tǒng)計，截至2022年底，全國已投運新型儲能項目裝機規(guī)模達870萬千瓦，平均儲能時長約2.1小時，比2021年底增長110%以上，其中電源側新型儲能占比最高，達將近一半。
不同區(qū)域由于能源供需狀況不同，對新能源配建儲能的政策也相應存在一些差異。比如與華東、華中和南方相比，華北、西北、東北出臺的新能源配儲政策相對較多，并且配儲比例較高，華北區(qū)域的新能源配儲量大多數都在10%與40%之間，時長均不低于2小時。這可能是由于華北、西北、東北等區(qū)域新能源新增裝機容量大，電力需求增量相對較小，因此對電力系統(tǒng)沖擊較大，新型儲能配建要求也就相對較高。華北區(qū)域新能源配儲量最多的是山東省，要求按照裝機容量15%—30%、時長2—4小時配置儲能設施，或者租賃同等容量的共享儲能設施；華東區(qū)域新能源配儲能最多的是安徽省，提出光伏項目配置容量14%—35%、時長1小時的儲能，風電項目配置容量40%—98%、時長1小時的儲能；西北區(qū)域配建儲能最高的是新疆，對建設4小時以上時長儲能項目的企業(yè)，允許配建儲能規(guī)模4倍的風電和光伏項目；華中區(qū)域新能源配儲比例也相對較高，主要體現(xiàn)在湖南省，該省要求全容量并網運行的新型儲能試點項目分別按其裝機容量的1.5倍、1.3倍計算所配新能源容量；南方區(qū)域關于新能源配建儲能的政策文件出臺較少，容量大多集中在10%和20%之間，配儲量最高的是海南省澄邁縣，按照容量25%、時長2小時配置。
新能源配儲政策尚有不足
新能源配建儲能政策在大規(guī)模促進新型儲能產業(yè)發(fā)展的同時，由于較多關注儲能建設，對于后續(xù)實際運行要求則相對較少，導致很多新能源企業(yè)只是滿足儲能配建要求，實際運行管理則相對粗放，儲能實際有效利用率很低。據中電聯(lián)統(tǒng)計，新能源配建儲能等效利用系數僅為6.1%，影響了儲能項目對新能源發(fā)展促進作用的發(fā)揮。
以美國和歐洲為代表的國外新能源配建儲能發(fā)展也非常迅猛，如美國新能源配建儲能超過儲能總裝機的三分之一，不同地區(qū)對配建儲能的要求有所差異，其中加州比較有代表性，其光伏配建儲能比例處于45%和60%之間，充放電時間主要以4小時為主。歐洲則以英國和德國為代表，英國新能源配建儲能要占將近一半，德國則占將近60%。國外新能源配建儲能迅速發(fā)展，并不是強制要求的結果，而是在政策支持的基礎上企業(yè)的市場自主選擇，政策激勵確實發(fā)揮了良好的效果。國外新能源配建儲能發(fā)展迅速的主要原因包括：一是充分的國家激勵政策。美國、歐洲等從國家以及地區(qū)層面制定遠期新能源發(fā)展目標，通過激勵新能源的發(fā)展間接催生儲能的配套需求，并直接對新能源配建儲能給予充足的財政補貼類政策性傾斜。二是比較成熟的電力市場。歐美大部分國家已形成較為成熟的電力現(xiàn)貨市場以及輔助服務市場，并在積極探索儲能如何更好地參與電力現(xiàn)貨市場和輔助服務市場交易，為發(fā)電側儲能回收成本提供了重要途徑。三是透明公開的電網調度。美國和歐洲都會實時公布電力交易出清結果和安全校核結果，通過節(jié)點電價等方式體現(xiàn)網絡阻塞，也為是否建設儲能提供了清晰的市場信號。
相比國外，我國在新能源配建儲能政策上還存在一些不足。一是經濟性激勵措施較少。目前國內新能源配建儲能的政策更多傾向于行政激勵措施，對應的經濟性激勵措施相對偏少。即使采取經濟性激勵措施也是時間比較短，一般為2—3年，如浙江省給予容量補貼的時間為3年，義烏市根據峰段實際放電量給予儲能運營主體0.25元/千瓦時的2年補貼。而國外新能源配儲經濟性激勵政策的特點是持續(xù)時間長、力度大，如美國2008年就針對新能源配建儲能提出投資稅收減免和加速折舊補貼優(yōu)惠，2022年降低通脹法案進一步將投資稅收減免優(yōu)惠退出日期延后10年，優(yōu)惠力度也有所提升。德國、英國等歐洲國家也有相應的經濟性激勵措施。在國內，由于經濟性激勵措施匱乏，使得各省份現(xiàn)有的新能源配儲政策無法真正發(fā)揮支持作用，新能源電站面臨的儲能投資運維成本缺乏有效的回收途徑，使得一些新能源配儲電站無法高質量運行。二是新能源配建儲能的電力市場交易機制不成熟。目前配建儲能主要是為了使新能源獲得并網資質，配建的儲能不允許作為獨立主體參與電力市場交易，這嚴重限制了新能源配儲的應用場景。其實對于新能源配建儲能而言，除了可以服務于新能源企業(yè)自身外，當新能源企業(yè)由于受資源條件所限處于無法出力或者停機檢修等時段，配建儲能就處于閑置狀態(tài)，而不能以獨立儲能的身份參與電力市場交易，因而無法獲取更多的收益從而減輕新能源企業(yè)配建儲能的成本壓力。三是在新能源配建儲能政策中“一刀切”現(xiàn)象比較嚴重。我國很多省份強制要求新能源一定要配建10%—20%容量的儲能，否則不予接入電網，這一強制要求沒有考慮到新能源所屬區(qū)域的特點。本質上新型儲能為電力系統(tǒng)提供輔助服務的受益方不僅有新能源企業(yè)，也有終端負荷。有些區(qū)域電網如華北、華東、廣東等對電力需求量相對較大，城市負荷占比也較多，終端電力消費波動程度也就比較高，對電力系統(tǒng)輔助服務需求相比新能源接入就更多，這時強制要求新能源承擔配建儲能的責任可能就不太合理，而在電力需求相對不足的區(qū)域電網，新能源接入對儲能輔助服務的需求就相對更多一些，對新能源配建儲能要求可能就相對要合理一些。同時在配建儲能時也要綜合考慮其他手段，如需求側響應等，以達到收益成本最優(yōu)狀況。
新能源配建儲能政策改進措施
為了推動新型儲能可持續(xù)發(fā)展，需要對新能源配建儲能政策做進一步改進。一是通過經濟手段對新能源配建儲能進行引導。新能源企業(yè)配建儲能的主要目的在于減少新能源接入對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的影響，減少影響的措施既可以通過新能源配建儲能實現(xiàn)，也可以其他企業(yè)投資建立獨立儲能接入電網提供輔助服務的方式來實現(xiàn)，因此通過新能源分攤獨立儲能提供輔助服務成本的方式也可以達到同樣的效果。對于新能源企業(yè)而言，應該通過經濟手段對其是否配建儲能進行引導，如果分攤輔助服務成本超過自建，則新能源企業(yè)會自主選擇配建儲能，否則讓其分攤輔助服務成本即可。二是鼓勵新能源配建儲能參與電力市場交易，并積極構建適合儲能運行特征的市場交易規(guī)則。對于新能源企業(yè)配建的儲能，除了可以滿足自身接入電網調節(jié)出力的需求外，還應該允許其按照獨立儲能的身份自由參與容量市場、現(xiàn)貨市場以及輔助服務市場等交易，從而提高新能源配建儲能在閑置期的利用率，通過參與市場交易增加新能源配建儲能的收益，降低新能源企業(yè)配建儲能的成本壓力。三是允許新能源通過簽訂儲能保險合同等方式滿足調節(jié)要求。取消新能源企業(yè)配建儲能的“一刀切”強制做法，在利用經濟手段引導新能源配建儲能的基礎上，除了租賃合同形式外，也應允許新能源與獨立儲能企業(yè)或者其他配建儲能的新能源企業(yè)簽訂儲能保險合同等其他金融合同，減少新能源企業(yè)相關成本的分攤。四是通過財稅支持等手段支持新能源配儲的發(fā)展。對于配建儲能的新能源企業(yè)在征收企業(yè)所得稅時可以考慮參考美國聯(lián)邦所得稅減免的方式，按照儲能投資成本的百分比對企業(yè)所得稅進行減免，從而促進新能源企業(yè)配建儲能產業(yè)的健康可持續(xù)發(fā)展。五是積極推動電網調度信息公開透明。在電力市場交易過程中對于電網調度安全校核和阻塞等相關信息積極向市場交易參與方進行公開，讓市場交易參與方尤其是新能源企業(yè)根據電網阻塞狀況合理調整其市場參與方式，自主進行配建儲能等相關決策，為電網安全穩(wěn)定運行提供相應支撐。
