国家发展改革委和国家能源局近日发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（下称《通知》）明确，在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。
“随着光伏风电装机的大比例增加，其带来的不稳定性将对电网产生较大冲击，为此需要增加储能来保证稳定性和利用小时数。”厦门大学中国新能源政策研究院院长林伯强对上海证券报记者表示，上述举措既有利于增加可再生能源并网规模，也有利于储能的快速发展，但储能成本传导机制需要进一步明晰。
按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网
根据全国新能源消纳监测预警中心数据，上半年全国风电利用率96.4%，同比提升0.3个百分点；光伏利用率97.9%，同比基本持平。上半年全国弃风电量126.4亿千瓦时，弃光电量33.2亿千瓦时。
全国新能源消纳监测预警中心认为，下半年在分布式光伏带动下，新能源建设并网有望提速。部分地区需关注弃风弃光增长问题，及时采取合理措施保障新能源消纳。
此次《通知》提出，引导市场主体多渠道增加可再生能源并网规模。比如，在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，鼓励在自愿的前提下自建储能或调峰资源增加并网规模。对按规定比例要求配建储能或调峰能力的可再生能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网。
国家发展改革委能源研究所研究员时璟丽分析称，在全国范围内尤其是可再生能源占比较高的地区继续提升风光在电力系统中的渗透率，必须在电源侧、电网侧、用户侧各方都采取有效措施，通过合理配置调峰和储能设施、推进火电灵活性改造、加快电网基础设施建设、发挥需求侧响应作用、加强网源荷储衔接等方式，持续提升电力系统灵活性，增加系统调节能力。
“符合政策的电源侧配置调峰资源涵盖了当前技术产业成熟、达到商业化应用的多种技术类型，包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、燃气发电、光热电站、灵活性改造后的煤电，但之前已被列为应急备用和调峰电源的不算在内。”时璟丽表示。
为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，《通知》要求超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。配建比例2022年后根据情况适时调整，每年公布一次。各省级主管部门组织电网企业或第三方技术机构对项目调峰能力措施和效果进行评估确认后，可结合实际情况对挂钩比例进行适当调整。
此外，未用完的调峰资源可交易至其他市场主体。通过自建或合建方式落实调峰资源的发电企业，如果当年配建的可再生能源发电规模低于规定比例，不允许结转至下年继续使用，可通过市场化方式交易给其他发电企业。
储能市场再迎政策利好
国家发展改革委和国家能源局今年7月对外发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》首次提出装机规模目标：预计到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上，接近当前新型储能装机规模的10倍，该发展前景和市场规模给行业带来巨大信心。
按照国家能源局能源节约和科技装备司二级巡视员刘亚芳的解读，新型储能发展的主要目标中坚持分阶段、分层次的发展理念。“十四五”期间锚定3000万千瓦作为基本规模目标，兼顾技术、成本等方面的进步。“十五五”期间新型储能将实现全面市场化发展，以满足新型电力系统需求、支撑碳达峰碳中和作为目标，留足充分的预期空间。
此次《通知》的提出，对储能行业又是一大利好。据上海证券报记者了解，国家能源局还在抓紧编制《“十四五”新型储能发展规划》《新型储能项目管理规范（暂行）《“十四五”能源领域科技创新规划》等多个政策文件，同时持续推进试点示范。
目前，龙头企业也在积极推进相关业务。宁德时代接受上海证券报记者采访时表示，以“电化学储能+可再生能源发电”为核心，实现对固定式化石能源的替代，摆脱对火力发电的依赖，是宁德时代的三大发展方向之一。
许继电气接受上海证券报记者采访时表示，在能源生产领域，许继可参与竞争市场规模约1200亿元/年，重点布局以风电、光伏为核心的新能源发电产业和储能产业，兼顾发展新能源接入及常规发电业务。
中关村储能产业技术联盟常务副理事长、中国能源研究会储能专委会副主任委员俞振华对上海证券报记者表示，央企和民企是实现“碳达峰，碳中和”的主力军，在大力发展新能源的同时，光储、风储、多能互补等多种模式蕴涵着巨大的市场空间。央企或民企与产业链上下游企业通过战略合作、并购、入股等方式，实现优势互补，合纵连横，深度布局储能市场，一方面会降低储能项目的资金使用成本，一方面也会有利储能应用技术创新方面的进步，对储能在双碳目标进程中发挥更大价值起到积极的促进作用，也将产生一系列市场格局的重构。
