“双碳”目标和“构建以新能源为主体的新型电力系统”核心之一是如何以储能的方式解决电力供需时间与空间上的极度不平衡。新能源出力具有很强的不确定性，如何在保证电网可靠性、经济性的前提下，实现更高比例、更大规模的新能源消纳，已成为亟待解决的难题，迫切需要促进储能或调峰资源的发展，更依赖于有效的政策与市场机制，实现储能或调峰资源与新能源发电更加有效的资源优化配置。
近期，国家发展改革委、国家能源局接连出台促进储能产业发展的政策。7月15日，发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了加快推进储能产业发展的原则和目标，2025年新型储能装机规模将达3000万千瓦以上，接近当前装机规模的10倍，极大提振了行业信心。7月29日，发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，进一步拉大峰谷电价差，建立健全尖峰电价、季节性电价等机制，为储能设施商业价值的实现提供空间。目前广东、江苏等八个地区已纷纷响应，根据广东省发布的最新通知，其尖峰低谷最大峰谷电价差将达到1.1735元/度。8月10日，发布《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》，鼓励新能源发电企业通过自建或购买的方式配置储能或调峰能力。与此同时，电力现货市场已在全国8个一批试点深入推进，全部启动结算试运行，6个二批试点也正在紧锣密鼓推进市场建设工作，为储能设施实现商业价值提供了机制平台。相关政策的密集出台，体现了国家和政府大力发展储能产业的决心，但不同政策与机制之间如何有效协同、提高政策效率、降低政策成本，仍是本文关注的问题。
新型电力系统要逐步实现可再生能源对化石能源的替代。2020年末，并网风电装机容量28153万千瓦，同比增长34.6%；并网太阳能发电装机容量25343万千瓦，同比增长24.1%。新能源的快速增长进一步增加了电力系统消纳的难度。在此背景下，为了维持电力系统安全稳定运行，减少弃风、弃光，有效促进新能源消纳，国家发展改革委、国家能源局发布了《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》（以下简称“通知”），规定新能源发电企业通过自建、合建或购买服务等方式配置储能或调峰资源后，由电网企业予以并网，挂钩比例按照功率15%（4小时以上），比例20%以上优先并网。
《通知》调动了新能源发电企业配置储能或调峰资源的积极性，向储能产业释放利好信号，也为电网调度保障供给安全、消纳新能源提供了更多空间，但政策的有效性值得商榷。其一是一定程度上加重了新能源发电企业的负担。在尚未建立容量电价补偿机制情况下，要求4小时的储能能力，显著提升了新能源发电企业配置储能设施或调峰资源的固定成本，但缺乏成本回收途径。单个新能源发电企业配置的储能或调峰设施规模较小，在运营过程中难以产生规模效应，运营成本高、效率低。其二是按照与单个新能源发电企业并网功率挂钩的方式配置储能或调峰能力，缺乏对全网的统筹优化，效率较低。事实上，不同新能源发电企业的出力曲线因地域分布、能源类型而异，此消彼长，其波动性在一定程度上可以相互抵消。从全网角度，对新能源发电出力聚合后所需的储能或调峰资源，远小于单个新能源发电公司所需储能或调峰资源的简单相加，因此后者的储能或调峰资源配置规模远大于前者，降低了投资的经济性。其三是分散配置储能或调峰资源将增加电网调度的成本和难度。电网调度需与多个分散的储能或调峰设施分别建立调度通信通道、开展安装和调试等工作，物资和人力成本较高；需在较短时间内完成对多个分散设施的调度，实际操作复杂、难度大；并网规模较小的新能源发电企业按照挂钩比例配置的储能或调峰设施，可能尚未达到电网调度门槛，储能的运行不能与系统配合，只能简单地就地削峰填谷。其四是储能设施充放电量安排与新能源发电企业实际利益密切相关，电网调度在峰谷电价机制下对储能设施进行调度，除考虑电网安全等因素外，还需兼顾公平性，实际操作难度较大。这一政策本质是管制微观投资行为，所以其有效性降低了。
事实上《关于进一步完善分时电价机制的通知》比前一个《通知》更加有效，尽管采用了政府直接定价的方式，但不是微观的管制，而是以价格的方式引导，向市场化方向迈出了主要的一步。通过峰谷电价、尖峰电价等价格信号，激励市场成员自发配置储能或调峰资源，将是更有效的资源配置方式。新能源发电企业根据价格信号，将储能或调峰设施与其原有发电出力进行整合，形成新的出力曲线参与竞价。综合考虑投资、运营成本，在有利可图的情况下，新能源发电企业将自发配置储能或调峰设施。与此同时，在价格信号的引导和利益驱动下，第三方将自发建设大型储能或调峰设施，根据市场价格信号进行充放电并获利。此种方式下，市场成员由经济利益驱动，自发实现了分散和集中相互协同的储能设施配置方案，保障了新能源企业的利益，降低了电网调度的成本和难度，发挥了储能设施的规模效应，本质上是以价格信号提升了集中与分散储能或调峰资源配置的有效性。
然而，在信息不对称的情况下，由政府定价配置资源的效率远低于市场方式。首先，峰平谷电价对应的时段不是固定的，将随着不同时间段供需平衡的情况，应时而变；其次，各时段的价格没有体现供需双方的意愿。事实上，只有电力现货市场才能精细刻画每一时段的电能价值。日前市场分时的价格信号能够激励储能、需求侧响应、调峰资源的交易行为，激励电化学储能平抑新能源发电短时间尺度的波动性、跟踪负荷的时变性；实时市场的尖峰电价能够激励储能套利行为和需求侧动态响应；调频市场的价格信号能够激励储能以更加快速的方式确保电力更细时间尺度内的电力供需平衡，这将有效地解决高比例新能源电力系统惯性下降的难题。现货市场的有效性本质上是这一机制能够跟踪时变的供求关系，并以不同类型、更细时间尺度的价格信号引导储能、调峰资源的优化配置。
事实上，两个《通知》和电力现货市场的建设都是国家发改委不同部门出台的政策与市场机制。也许是现货市场不尽人意，只能依靠计划手段配置资源，但两个部门的政策应充分协同，提升政策的有效性。宏观政策的缺失可能产生巨大的行业成本。同时，应加快现货市场的建设，解除对现货市场的紧箍咒。为什么要限制现货市场的交易量？为什么现货市场的价格上下限不能进一步放开？现货市场价格如何与峰平谷分时电价相衔接？电力批发市场的价格如何实现向终端用户的有效传导？储能等新型主体如何参与到现货市场交易中？这一系列的问题都值得思考。以新能源为主的新型电力系统建设不仅仅是技术层面的推进，同时期待能够更加统筹、精准、高效配置资源的政策与市场机制！
（本文作者：清华大学能源互联网智库研究中心 夏清、武丹琛，清华四川能源互联网研究院 陈雨果）
注：本文章转载自 清华大学能源互联网创新研究院，不代表本网观点立场。
