鼓励新能源配建储能参与电力市场交易

新能源配储政策尚有不足

新能源配建储能政策在大规模促进新型储能产业发展的同时，较多关注储能建设，对后续实际运行要求则相对较少，导致很多新能源企业只是满足储能配建要求，实际运行管理则相对粗放，储能实际有效利用率很低。据统计，截至2021年底，新能源配建储能等效利用系数仅为6.1%。

国外新能源配建储能迅速发展，并不是强制要求的结果，而是在政策支持的基础上企业的市场自主选择，政策激励确实发挥了良好的作用。一是充分的国家激励政策。美国、欧洲等从国家以及地区层面制定远期新能源发展目标，通过激励新能源的发展间接催生储能的配套需求，并直接对新能源配建储能给予充足的财政补贴类政策性倾斜。二是比较成熟的电力市场。欧美大部分国家已形成较为成熟的电力现货市场以及辅助服务市场，并在积极探索储能如何更好地参与电力现货市场和辅助服务市场交易，为发电侧储能回收成本提供了重要途径。三是透明公开的电网调度。美国和欧洲都会实时公布电力交易出清结果和安全校核结果，通过节点电价等方式体现网络阻塞，也为是否建设储能提供了清晰的市场信号。

相比国外，我国在政策上还存在一些不足。

一是经济性激励措施较少。目前国内新能源配建储能的政策对应的经济性激励措施相对偏少，各省份新能源电站面临的储能投资运维成本缺乏有效的回收途径，使得一些新能源配储电站无法高质量运行。而国外新能源配储经济性激励政策的特点是持续时间长、力度大，如美国2008年就针对新能源配建储能提出投资税收减免和加速折旧补贴优惠，2022年降低通胀法案进一步将投资税收减免优惠退出日期延后10年，优惠力度也有所提升。德国、英国等欧洲国家也有相应的经济性激励措施。

二是新能源配建储能的电力市场交易机制不成熟。目前，配建的储能不允许作为独立主体参与电力市场交易，严重限制了新能源配储的应用场景。

三是在新能源配建储能政策中“一刀切”现象严重。很多省份强制要求新能源一定要配建10%~20%容量的储能，否则不予接入电网，没有考虑所属区域的特点。新型储能为电力系统提供辅助服务的受益方不仅有新能源企业，也有终端负荷。有些区域电网电力需求量相对较大，城市负荷占比也较多，终端电力消费波动程度较高，对电力系统辅助服务需求相比新能源接入就更多，这时强制配储可能就不太合理；而在电力需求相对不足的区域电网，新能源接入对储能辅助服务的需求就相对更多一些，配建储能可能就相对合理一些。同时也要综合考虑其他手段，以达到收益成本最优状况。

新能源配储政策改进措施

一是通过经济手段对新能源配建储能进行引导。新能源企业配建储能的主要目的在于减少新能源接入对电力系统安全稳定运行的影响。其措施既可以通过新能源配建储能实现，也可以通过其他企业投资建立独立储能接入电网提供辅助服务的方式实现。对于新能源企业而言，可通过经济手段对其是否配建储能进行引导，如果分摊辅助服务成本超过自建，则新能源企业会自主选择配建储能，否则让其分摊辅助服务成本即可。

二是鼓励新能源配建储能参与电力市场交易，并积极构建适合储能运行特征的市场交易规则。新能源企业配建的储能，除可以满足自身接入电网调节出力的需求外，还应该允许其按照独立储能的身份自由参与容量市场、现货市场以及辅助服务市场等交易，从而提高新能源配建储能在闲置期的利用率，通过参与市场交易增加新能源配建储能的收益，降低新能源企业配建储能的成本压力。

三是允许新能源通过签订储能保险合同等方式满足调节要求。取消新能源企业配建储能“一刀切”的强制做法，在利用经济手段引导新能源配建储能的基础上，除租赁合同形式外，也应允许新能源与独立储能企业或者其他配建储能的新能源企业签订储能保险等其他金融合同，减少新能源企业相关成本的分摊。

四是通过财税支持等手段支持新能源配储的发展。对于配建储能的新能源企业在征收企业所得税时可以考虑参考美国联邦所得税减免的方式，按照储能投资成本的百分比对企业所得税进行减免，从而促进新能源企业配建储能产业的健康可持续发展。

五是积极推动电网调度信息公开透明。在电力市场交易过程中对于电网调度安全校核和阻塞等相关信息积极向市场交易参与方进行公开，让市场交易参与方尤其是新能源企业根据电网阻塞状况合理调整其市场参与方式，自主进行配建储能等相关决策，为电网安全稳定运行提供相应支撑。
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