8月10日，國家發改委和國家能源局發布《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》（下稱《通知》）。要求多渠道增加可再生能源并網消納能力、鼓勵發電企業自建儲能或調峰能力增加并網規模、允許發電企業購買儲能或調峰能力增加并網規模、鼓勵多渠道增加調峰資源。

配比方面，《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）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。

中國能源研究會能源與環境專業委員會秘書長王衛權認為，該政策在實操層面需要注意兩個問題，一是如何實現發電企業、電網企業和儲能企業三方共贏；二是怎樣將調峰能力認定、交易機制監管的執行措施落到實處。

“在雙碳目標的背景下，可再生能源快速發展是必然的趨勢。但是，大規模發展可再生能源面臨兩個核心問題：一是土地資源緊張，二是電網消納能力不足。”王衛權告訴第一財經記者，出臺《通知》正是為了解決并網問題。

王衛權分析，當前電網的調峰能力相對有限，如果持續大規模發展以風電、光伏為主的可再生能源，考慮到其間歇性和波動性，可能會影響到電力安全。因此，采用市場化的方式，鼓勵可再生能源發電企業“自帶調峰”，以擴大電網消納可再生能源的能力。

據第一財經記者不完全統計，“十四五”開端，寧夏、湖南、內蒙古、山西、湖北、河北、貴州、青海、陜西、海南、江西、廣西、甘肅、山東等省份陸續明確新能源配置儲能的具體要求，配儲比例多在10%~20%。

多名業內人士對第一財經表示，對于《通知》提出的功率15%、時長4小時以上等要求并不意外。不過，與各省儲能配比要求不同的是，《通知》還提出鼓勵多渠道增加調峰資源。調峰資源不僅包括抽水蓄能電站、化學儲能等新型儲能，還有氣電、光熱電站、靈活性制造改造的煤電。后面三者并不屬于儲能的范疇。

“新型儲能與抽水蓄能，火電靈活性機組、氣電、光熱電站都是系統調峰資源，目前系統的主要調節資源仍是以火電靈活性機組和抽蓄為主。在高比例可再生能源場景下，綜合考慮經濟性、規模大小和技術成熟程度，國家層面提出這五種調峰方式是非常合理的，符合全局性要求。”中關村儲能產業技術聯盟副秘書長李臻對第一財經分析稱。

《通知》還提出，允許發電企業購買儲能或調峰能力增加并網規模。在電網企業承擔風電和太陽能發電等可再生能源保障性并網責任以外，仍有投資建設意愿的可再生能源發電企業，可通過與調峰資源市場主體進行市場化交易的方式承擔調峰責任，以增加可再生能源發電裝機并網規模。

事實上，早在各省出臺硬性配儲要求時，業內就有不同的聲音：儲能的商業模式仍未完善，新能源配置儲能的硬性要求將給開發業主帶來額外成本。

“目前行業面臨最大的問題是能否可持續發展。盡管政策利好、資本市場表現踴躍，但是沒有改變儲能的經濟性不高、商業模式不明朗的事實，成本何時傳導？”廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強向第一財經表達了同樣的擔憂。

7月23日，國家發改委和國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，提出健全新型儲能價格機制。包括建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。完善峰谷電價政策，為用戶側儲能發展創造更大空間。

林伯強稱，盡管今年出臺了分時電價的相關政策，部分緩解了電力成本傳導問題，但是沒有完全解決。指導意見提出的“將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收”，也還處在研究階段，缺乏細則支撐。

李臻認為，無論是自建、合建還是購買儲能或其他調峰服務，新建保障性消納以外的可再生能源配置調峰資源的成本，主要是由發電企業承擔。目前儲能的收益，主要通過電力輔助服務市場實現。現有政策下，大部分地區僅靠調峰輔助服務市場的收益還難以完全收回儲能的成本，需要考慮可再生能源配置儲能的整體收益。