新能源告别“强制配储”

2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》 （点击查看政策全文） 。

据悉，改革主要内容有三 方面。一是推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。三是区分存量和增量项目分类施策。存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定 。

在强化政策协同方面，《通知》提出：“强化改革与优化环境协同 ，坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用， 不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。 ”

中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌表示 ， 对于电源侧储能，“强制配储”并非长久之计 ， 需要与其所配套的电源耦合，共同参与电力市场 。例如，储能系统可在新能源参与电力批发市场过程中依据现货市场价格灵活地储存或释放电能以获取电价差额收益，燃煤发电机组配储可有效改善机组调频性能。 对于电网侧储能 ，抽水蓄能和大型独立储能电站需 以两部制电价为过渡，逐步走向通过容量市场与辅助服务市场实现收益 。

对于用户侧储能 ， 其发展须由依赖补贴逐步向市场化方向转变，参与需求响应和系统调节 。要通过立法等方式明确分布式风光储联合单元等主体的独立市场地位，遵循技术中立原 则，鼓励各类主体公平参与电能量市场、辅助服务市场、容量市场、绿色市场等各类市场，与发电企业、电力用户、售电公司等经营主体享有平等的权利义务，同等承担各自在各类市场的经济责任、独自承担市场交易结果。

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