代表：劉漢元

近年來，随着光伏、風能等可再生能源的持續規模化發展，全面替代化石能源的趨勢已日益明顯，其在電源側的滲透率逐步提升，需要電力系統同步提升實時平衡與調峰能力，以保障可再生能源的有效消納。我國相比部分歐美國家，電力系統以燃煤火電、徑流式水電為主，調峰能力與響應速率均存在劣勢。儲能作為戰略性新興産業，是增強電力系統供應安全性、靈活性和綜合效率的重要環節，是支撐能源轉型的關鍵技術之一。其中，電化學儲能是除抽水蓄能以外，應用最為廣泛的儲能形式。伴随着锂電池成本不斷下降，電化學儲能被普遍視為提升系統調節能力，保障可再生能源消納，推動可再生能源進一步發展的解決方案。

但自2019年以來，各省市及電網公司陸續強制要求發電企業在投資建設光伏、風電等可再生能源項目時，按一定的容量配套建設儲能系統，推高了項目建設成本。2020年3月26日，内蒙古自治區能源局印發的《2020年光伏發電項目競争配置工作方案》中提到，“如普通光伏電站配置儲能系統，則應保證儲能系統時長為1小時及以上，配置容量達到項目建設規模的5%及以上，并提出儲能配置對提高電網消納能力的實施方案，承諾接受電網調度”。2020年6月2日，國網山西印發的《關于2020年拟新建光伏發電項目的消納意見》中提到，“建議新增光伏發電項目應統籌考慮具有一定用電負荷的全産業鍊項目，配備15%-20%的儲能，落實消納協議，鼓勵集約化開發建設，最大限度發揮電網資源”。2020年6月5日，國網山東下發的《關于2020年拟申報競價光伏項目意見的函》中提到，“配置規模按項目裝機規模20%考慮，儲能時間2小時”。2021年1月，山西省大同市政府印發的《關于支持和推動儲能産業高質量發展的實施意見》指出，“‘十四五’期間，大同市增量新能源項目全部配置儲能設施，配置比例不低于5%”。強制要求可再生能源發電項目配置儲能設備，正在全國多地發生。

根據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會統計，2020年，我國新增投運儲能裝機容量總計2586.1MW，其中抽水蓄能新增裝機容量1800MW，占比為69.5%；電化學儲能新增裝機容量為785.1MW，占比30.4%，其中電網側296.4MW，可再生能源發電側259.4MW，電源側輔助服務201.5MW，用戶側15.9MW，分布式及微網儲能12MW。在可再生能源發電側配備儲能系統，雖然從理論上有助于平抑波動，但此種發展模式存在較多問題，具體如下：

一是站端小容量的儲能系統相比大容量集中儲能，其投資建設的成本較高、充放電效率較低，客觀上不合理地推高了可再生能源的建設成本與電力價格。根據對儲能系統的财務測算，即便采用成本相對便宜的锂電池方案，其平準化成本依然達到了約0.44元/千瓦時，在部分地區超過了光伏發電的平準化度電成本，強制配套儲能設施不利于可再生能源的規模化發展。二是因電網系統的運行方式與局部消納能力是實時變化的，在電站建設時，統一按一定比例配置分散式儲能設施，相比在電網側集中配置儲能，先天存在無法靈活調整、整體利用率偏低的缺陷。三是電站與電站之間不平衡出力是此消彼長的常态，在電網系統内可自然形成類似“蓄水池”的緩沖調節能力，在站端強制配置儲能系統，存在着巨大的資源浪費。

基于上述背景，結合儲能技術的發展趨勢，我國在未來政策制定方面，應當充分考慮儲能在推動可再生能源消納以及提升電網穩定性等方面的正外部性，設計合理的儲能價格補償機制和市場準入機制，持續優化儲能發展模式，助力可再生能源高質量發展。

具體有如下建議：

一是建議不強制要求可再生能源發電項目配置儲能系統，以提高儲能的利用效率、減少資源浪費。對于自願配置儲能系統的可再生能源發電項目，在保障全額收購的基礎上，在儲能電價上設置适當的補貼價格。儲能的出現和廣泛應用,實現了電能在時間上的轉移,能夠幫助可再生能源進行調峰和平穩輸出，在不增加電網容量的情況下，提升可再生能源的消納能力。但問題的關鍵在于儲能的成本由誰來承擔，儲能轉移電力的成本與光伏的上網電價相當，電源企業沒有投資的動力。如能在上網電價的基礎上設置一個儲能補貼價格，使得對儲能的投入具備回報價值，才有可能形成電網與電源企業雙赢的結果。

二是建議支持發展系統側集中式儲能系統，将抽水蓄能電站、儲能基地納入電力發展規劃與統一調度範圍，通過招投标等市場化方式确定項目業主。由電網公司在網側集中配置儲能系統，因提升可再生能源消納的正外部性為全社會共同受益，其成本由所有用戶均攤。

三是建議加快電力輔助服務市場建設，引導鼓勵儲能以獨立輔助服務提供商的角色參與市場交易，發展儲能市場化商業模式。應降低儲能系統的入網障礙，允許儲能作為電源參與到供電服務中，并對儲能提供的調峰調頻服務等進行補償。同時可以制定更加靈活的電價政策，鼓勵通過市場化方式，充分發揮儲能調峰的功能。