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國家政策繼續助力儲能發展的火熱情緒。今天，發改委、能源局正式發布《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知（發改運行〔2021〕1138號，以下簡稱“通知”），旨在電網企業承擔可再生能源保障性并網責任的基礎上，鼓勵發電企業通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發電裝機并網規模。相對于《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》提出的原則性目標和路徑，通知對于解決電網調峰能力問題提出了更多實質性內容。
1、主要原則
可再生能源的發展是實現“碳達峰、碳中和”的重要途徑，而可再生能源發展的關鍵在于電力系統消納，為了增強電力系統的消納能力，通知中提出了以下具有較大意義的原則：
（一）界定電網企業和電源企業的消納責任
電網企業和電源企業對可再生能源消納負有“共同但有區別”的責任，一方面電網企業要切實承擔消納的主體責任，統籌調峰能力建設和資源利用；但在每年新增的并網消納規模中，電源企業適當承擔可再生能源并網消納責任。隨著新能源發電技術進步、效率提高，以及系統調峰成本的下降，電網企業承擔的消納規模和比例有序調減。
以上界定比較符合新型電力系統發展的實際情況，電網企業主要依托電力系統的既有安全裕度，對新能源發電的隨機波動性進行調節，但隨著新能源更大規模發展，電網的安全裕度快速降低，傳統消納模式無法持續。需要針對新能源配套更多的調峰電源，“超過電網企業保障性并網以外的規模”需要發電企業承擔主要消納責任。新政策的最重要意義，就是要解決“超出部分”的可再生能源發電如何消納的問題。
（二）對于“超出部分”提出了調峰的配額方式
通知提出，為鼓勵發電企業市場化參與調峰資源建設，超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上），采用自建、合建或購買的方式配置調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。實際上是對于超出電網消納能力的部分，要求由可再生能源發電企業按照不小于15%（時長4小時）的方式配置調峰資產，采用配額制的方式促進電力系統調峰資源的增長，類似一種優化了的各省（市）推行的新能源配儲能的升級版。
（三）市場化手段獲得調峰能力
通知明確調峰資源包括抽水蓄能、化學儲能電站、氣電、光熱電站或煤電靈活性改造等資源，以上均可作為獨立的市場主體，可再生能源發電企業可以通過市場交易的方式向調峰市場主體購買調峰能力，包括購買調峰儲能項目和調峰儲能服務兩種方式。
2、主要影響分析
整體來看，新政策對于電力系統調峰能力建設的諸多問題進行了安排，個人認為將產生以下幾方面影響：
一是將促進電力系統調峰能力的快速提升。通知客觀承認電網企業消納能力有限，實際上給電網企業消納責任提出了一個邊界概念，而邊界外即“超過電網企業保障性并網以外的規模”的可再生能源發電的消納，需要以配額制的方式由可再生能源發電企業承擔，為近年來各地越來越盛行的新能源配儲能的方式定了一個基調，雖然不是新能源發電企業所樂見的，但對于長期困擾儲能發展的“誰買單”的問題進行了回答，將推動實現調峰能力與可再生能源裝機的同步發展。
二是通過市場化手段降低調峰成本。可再生能源發電企業能通過自建、合建和購買等方式自主選擇最優的調峰資源，以市場化手段降低調峰成本，與地方版的新能源強配單一儲能方式相比更加合理，也將促進新能源行業分工的細化，專業儲能電站和共享儲能的商業模式將進一步發展。
三是實現各類調峰資源同臺競技。通知中的調峰資源包括抽水蓄能、化學儲能電站、氣電、光熱電站或煤電靈活性改造等，體現了不偏不倚的原則，對于挖掘各方面調峰資源，尤其通過市場化手段促進邊際成本低的調峰方式勝出，對于優化調峰結構，促進全社會調峰資源優化配置將發揮重要作用。需要指出的是，以前關注度不高，改造動力不足的火電靈活性改造等方式，由于其邊際成本比較低，具有較大競爭力，將會獲得較大的發展動力。
3、需要進一步解決的問題
新政策雖然通過配額制+市場化的方式，對于促進調峰資源的多元化、最優化發展，提升可再生能源消納能力將發揮明顯作用，但以下問題仍需要繼續明確：
一是電網企業保障性并網規模如何界定。即如何衡量每年電網企業保障性并網能力，保障性并網能力內的可再生能源發電項目在配置儲能方面具有豁免權，那么哪些項目、多大容量包含在保障性并網規模中間？其劃分方法難以設計，而且將引發較大的爭議。
二是配建比例如何確定與優化。當前確定的15%功率/4小時的配置比例，其時長體現了電力系統對于較長時間調峰能力的需求，也是比較符合電力系統運行實際的；但是15%的功率比例可能難以滿足電力系統發展要求，特別在“雙高”、“雙峰”特性越發明顯的情況下，該比例無法滿足新能源大發時段消納、新能源小發時段可靠供電的需求，未來如何調整，需要電力系統專業機構根據實際運行情況動態確定。
三是調峰資源差異性如何體現。由于電化學儲能、抽水蓄能、火電、氣電的調峰速率、啟停時間不同，其有效調峰能力和性能其實并不一樣，新政策中關于調峰能力的界定值得商榷。特別對于電化學儲能來說，其調峰成本遠大于其他調峰電源，而又是被廣泛看好、成本下降空間較大的調峰資源，需要有其他政策對其進行支持，促進其技術、標準的快速發展和成本的下降。當然，通知中要求考慮新建調峰資源項目的建設周期，各地在安排發電項目時要做到與新增調峰項目同步建成、同步并網，由于電化學儲能建設周期比較快，對其成本劣勢能進行一定彌補。
四是調峰資源有效性如何保證。各省市版的新能源強制配儲能項目，由于項目建設目的是并網而不是運行，導致很多項目建設質量低、運行效果差。新政策如何保證調峰效果持續有效發揮也存在難題。通知中要求，各地政府主管部門會同電網企業，對發電企業承諾自建、共建或購買調峰項目加強監管，項目投產后調度機構不定期按照企業承諾的調峰能力開展調度運行，確保調峰能力真實可信可操作，對于虛假承諾企業，采取懲罰和取消下年度自行承擔可再生能源消納責任資格。整體來看，其執行難度較大，如何統一標準和流程，確保實際效果需要時間的驗證與考驗。
1、主要原則
可再生能源的發展是實現“碳達峰、碳中和”的重要途徑，而可再生能源發展的關鍵在于電力系統消納，為了增強電力系統的消納能力，通知中提出了以下具有較大意義的原則：
（一）界定電網企業和電源企業的消納責任
電網企業和電源企業對可再生能源消納負有“共同但有區別”的責任，一方面電網企業要切實承擔消納的主體責任，統籌調峰能力建設和資源利用；但在每年新增的并網消納規模中，電源企業適當承擔可再生能源并網消納責任。隨著新能源發電技術進步、效率提高，以及系統調峰成本的下降，電網企業承擔的消納規模和比例有序調減。
以上界定比較符合新型電力系統發展的實際情況，電網企業主要依托電力系統的既有安全裕度，對新能源發電的隨機波動性進行調節，但隨著新能源更大規模發展，電網的安全裕度快速降低，傳統消納模式無法持續。需要針對新能源配套更多的調峰電源，“超過電網企業保障性并網以外的規模”需要發電企業承擔主要消納責任。新政策的最重要意義，就是要解決“超出部分”的可再生能源發電如何消納的問題。
（二）對于“超出部分”提出了調峰的配額方式
通知提出，為鼓勵發電企業市場化參與調峰資源建設，超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上），采用自建、合建或購買的方式配置調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。實際上是對于超出電網消納能力的部分，要求由可再生能源發電企業按照不小于15%（時長4小時）的方式配置調峰資產，采用配額制的方式促進電力系統調峰資源的增長，類似一種優化了的各省（市）推行的新能源配儲能的升級版。
（三）市場化手段獲得調峰能力
通知明確調峰資源包括抽水蓄能、化學儲能電站、氣電、光熱電站或煤電靈活性改造等資源，以上均可作為獨立的市場主體，可再生能源發電企業可以通過市場交易的方式向調峰市場主體購買調峰能力，包括購買調峰儲能項目和調峰儲能服務兩種方式。
2、主要影響分析
整體來看，新政策對于電力系統調峰能力建設的諸多問題進行了安排，個人認為將產生以下幾方面影響：
一是將促進電力系統調峰能力的快速提升。通知客觀承認電網企業消納能力有限，實際上給電網企業消納責任提出了一個邊界概念，而邊界外即“超過電網企業保障性并網以外的規模”的可再生能源發電的消納，需要以配額制的方式由可再生能源發電企業承擔，為近年來各地越來越盛行的新能源配儲能的方式定了一個基調，雖然不是新能源發電企業所樂見的，但對于長期困擾儲能發展的“誰買單”的問題進行了回答，將推動實現調峰能力與可再生能源裝機的同步發展。
二是通過市場化手段降低調峰成本。可再生能源發電企業能通過自建、合建和購買等方式自主選擇最優的調峰資源，以市場化手段降低調峰成本，與地方版的新能源強配單一儲能方式相比更加合理，也將促進新能源行業分工的細化，專業儲能電站和共享儲能的商業模式將進一步發展。
三是實現各類調峰資源同臺競技。通知中的調峰資源包括抽水蓄能、化學儲能電站、氣電、光熱電站或煤電靈活性改造等，體現了不偏不倚的原則，對于挖掘各方面調峰資源，尤其通過市場化手段促進邊際成本低的調峰方式勝出，對于優化調峰結構，促進全社會調峰資源優化配置將發揮重要作用。需要指出的是，以前關注度不高，改造動力不足的火電靈活性改造等方式，由于其邊際成本比較低，具有較大競爭力，將會獲得較大的發展動力。
3、需要進一步解決的問題
新政策雖然通過配額制+市場化的方式，對于促進調峰資源的多元化、最優化發展，提升可再生能源消納能力將發揮明顯作用，但以下問題仍需要繼續明確：
一是電網企業保障性并網規模如何界定。即如何衡量每年電網企業保障性并網能力，保障性并網能力內的可再生能源發電項目在配置儲能方面具有豁免權，那么哪些項目、多大容量包含在保障性并網規模中間？其劃分方法難以設計，而且將引發較大的爭議。
二是配建比例如何確定與優化。當前確定的15%功率/4小時的配置比例，其時長體現了電力系統對于較長時間調峰能力的需求，也是比較符合電力系統運行實際的；但是15%的功率比例可能難以滿足電力系統發展要求，特別在“雙高”、“雙峰”特性越發明顯的情況下，該比例無法滿足新能源大發時段消納、新能源小發時段可靠供電的需求，未來如何調整，需要電力系統專業機構根據實際運行情況動態確定。
三是調峰資源差異性如何體現。由于電化學儲能、抽水蓄能、火電、氣電的調峰速率、啟停時間不同，其有效調峰能力和性能其實并不一樣，新政策中關于調峰能力的界定值得商榷。特別對于電化學儲能來說，其調峰成本遠大于其他調峰電源，而又是被廣泛看好、成本下降空間較大的調峰資源，需要有其他政策對其進行支持，促進其技術、標準的快速發展和成本的下降。當然，通知中要求考慮新建調峰資源項目的建設周期，各地在安排發電項目時要做到與新增調峰項目同步建成、同步并網，由于電化學儲能建設周期比較快，對其成本劣勢能進行一定彌補。
四是調峰資源有效性如何保證。各省市版的新能源強制配儲能項目，由于項目建設目的是并網而不是運行，導致很多項目建設質量低、運行效果差。新政策如何保證調峰效果持續有效發揮也存在難題。通知中要求，各地政府主管部門會同電網企業，對發電企業承諾自建、共建或購買調峰項目加強監管，項目投產后調度機構不定期按照企業承諾的調峰能力開展調度運行，確保調峰能力真實可信可操作，對于虛假承諾企業，采取懲罰和取消下年度自行承擔可再生能源消納責任資格。整體來看，其執行難度較大，如何統一標準和流程，確保實際效果需要時間的驗證與考驗。
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