碳達峰、碳中和目標和構建以新能源為主體的新型電力系統的核心之一，是通過儲能解決電力供需時間與空間上的極度不平衡。新能源出力具有波動性等特點，要在保證電網可靠、經濟的前提下，實現更高比例、更大規模新能源并網消納，需要促進儲能或調峰資源協調發展，這有賴于政策的有效實施與市場機制的完善。

儲能產業政策密集出臺

7月15日，國家發改委、國家能源局出臺了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，明確了加快推進儲能產業發展的原則和目標，提出到2025年新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上，接近當前裝機規模的10倍，極大提振了行業信心；7月29日，國家發改委發布了《關于進一步完善分時電價機制的通知》，將進一步拉大峰谷電價差，建立健全尖峰電價、季節性電價等機制，為儲能設施商業價值的實現提供空間，目前已有廣東、江蘇等8個地區響應，如廣東最大峰谷電價差將達1.1735元/度；8月10日，國家發改委、國家能源局發布了《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》，鼓勵新能源發電企業通過自建或購買的方式配置儲能或調峰能力。

同時，電力現貨市場已在首批8個試點地區深入推進，全部啟動結算試運行，第二批6個試點也在緊鑼密鼓地推進，為儲能設施實現商業價值提供了機制平臺。

相關政策密集出臺，體現了國家大力發展儲能產業的決心，但同時，各項政策、機制之間有效協同、提高效率、降低成本成為儲能產業健康發展的關鍵。

“自建或購買調峰能力”有效性低

新型電力系統要逐步實現可再生能源對化石能源的替代。2020年底，我國并網風電裝機容量達28153萬千瓦，同比增長34.6%；并網太陽能發電裝機容量達25343萬千瓦，同比增長24.1%。新能源的快速增長增加了電力系統消納難度。在此背景下，為保障電力系統安全穩定運行，減少棄風、棄光，有效促進新能源消納，國家發改委、國家能源局發布了《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》，規定新能源發電企業通過自建、合建或購買服務等方式配置儲能或調峰資源后，由電網企業予以并網，要求掛鉤比例達功率的15%（4小時以上），掛鉤比例達20%以上的新能源項目優先并網。

《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》調動了新能源發電企業配置儲能或調峰資源的積極性，并向儲能產業釋放出利好信號，也為電網調度保障供給安全、消納新能源提供了更多空間，但政策的有效性值得商榷：

加重了新能源發電企業的負擔。在尚未建立容量電價補償機制的情況下，要求4小時的儲能能力，顯著提高了新能源發電企業配置儲能設施或調峰資源的固定成本，且該成本缺少回收途徑。單個新能源發電企業配置的儲能或調峰設施規模較小，在運營過程中難以產生規模效應，將出現運營成本高、效率低等問題。

按照與單個新能源發電企業并網功率掛鉤的方式配置儲能或調峰能力，缺乏對全網的統籌優化，效率較低。事實上，不同新能源發電企業的出力曲線因地域分布、能源類型而異，其波動性可在一定程度上相互抵消。全網對新能源發電出力聚合后所需的儲能或調峰資源，遠小于單個新能源發電企業所需儲能或調峰資源的簡單疊加，因此后者的儲能或調峰資源配置規模將遠大于前者，降低了投資的經濟性。

分散配置儲能或調峰資源將增加電網調度成本和難度。電網調度需與多個分散的儲能或調峰設施分別建立調度通信通道、開展安裝和調試等工作，物資和人力成本較高；需在較短時間內完成多個分散設施的調度，實際操作復雜、難度大；并網規模較小的新能源發電企業按照掛鉤比例配置的儲能或調峰設施，可能尚未達到電網調度門檻，儲能的運行不能與系統配合，只能簡單就地削峰填谷。

儲能設施充放電量安排與新能源發電企業實際利益密切相關，電網調度在峰谷電價機制下對儲能設施進行調度，除考慮電網安全等因素外，還需兼顧公平性，實際操作難度較大。這一政策本質是管制微觀投資行為，無形中降低了政策的有效性。

“分時電價新政”引導儲能配置更有效

相比之下，《關于進一步完善分時電價機制的通知》比《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》更有效，盡管采用了政府直接定價的方式，但不是微觀管制，而是價格引導，向市場化方向邁出了重要一步。

通過峰谷電價、尖峰電價等價格信號，激勵市場成員自發配置儲能或調峰資源，將是更有效的資源配置方式。新能源發電企業可根據價格信號，將儲能或調峰設施與原有發電出力整合，形成新的出力曲線參與競價。綜合考慮投資、運營成本，在有利潤的情況下，新能源發電企業將自發配置儲能或調峰設施。

同時，在價格信號引導和利益驅動下，第三方將自發建設大型儲能或調峰設施，并根據市場價格信號充放電獲利。在這種方式下，市場成員由經濟利益驅動，自發實現了分散和集中相互協同的儲能設施配置方案，保障了新能源企業的利益，降低了電網調度成本和難度，發揮了儲能設施的規模效應，提高了集中與分散儲能或調峰資源配置的有效性。

但值得注意的是，在信息不對稱的情況下，由政府定價配置資源的效率遠低于市場方式：峰平谷電價對應的時段不固定，將隨著不同時段供需平衡的情況應時而變；各時段的價格沒有體現供需雙方的意愿。

事實上，只有電力現貨市場才能精細刻畫每一時段的電能價值。日前市場分時的價格信號能夠激勵儲能、需求側響應、調峰資源交易，同時，激勵電化學儲能平抑新能源發電短時間尺度的波動性；實時市場的尖峰電價能夠激勵儲能套利行為和需求側動態響應；調頻市場的價格信號能夠激勵儲能以更快速的方式確保電力在更細的時間尺度內供需平衡，這將有效解決高比例新能源電力系統慣性下降的問題。由此可見，電力現貨市場能夠通過不同類型、更細時間尺度的價格信號引導儲能、調峰資源優化配置。

《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》《關于進一步完善分時電價機制的通知》和電力現貨市場建設均是國家有關部門出臺的政策與市場機制�；蛟S是電力現貨市場不盡如人意，只能依靠計劃手段配置資源，但政策應充分協同，以提升有效性。此外，還應加快電力現貨市場建設，對儲能等新型市場主體參與交易進行深入研究，才能推動儲能產業健康有序發展。

（夏清、武丹琛供職于清華大學能源互聯網智庫研究中心；陳雨果供職于清華四川能源互聯網研究院。本文僅代表個人觀點。）