从发电端和用户端看储能的应用与监管

自国家提出“双碳”的目标以来，新能源发电项目又进入了新一轮蓬勃发展。根据国家能源局发布的2021年全国电力工业统计数据[1]，截至12月底，全国发电装机容量约23.8亿千瓦，同比增长7.9%。其中，风电装机容量约3.3亿千瓦，同比增长16.6%；太阳能发电装机容量约3.1亿千瓦，同比增长20.9%。可见，在“双碳”背景下，光伏及风能发电装机容量均大幅提高，但由于该等可再生能源缺乏稳定性，其发电受天气、环境影响极大，而储能可以作为备用电力参与可再生能源发电的调度，因此，为提高电力供应的稳定性、减少弃光弃风的情形，国家和地方推行了相关政策和规定，鼓励在新能源发电侧配套储能建设。

此外，在新基建的背景下、通信基站、数据中心等新型基础设施建设也存在高耗能、高保电需求，需要配置储能设施；部分工业园区也会配置储能设施，以稳定厂用电并保证厂用电不失电。在前述场景下，国家也出台了针对用户端的一系列政策，以期更好的提高用能质量、降低用能成本。

2017年9月22日，国家发改委、财政部、科学技术部、工业和信息化部以及国家能源局共同发布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（发改能源〔2017〕1701号），鼓励发展储能技术、对储能项目进行一定补贴，并鼓励储能项目向商业化过渡。自此之后，国家及地方纷纷出台了鼓励储能行业的发展。我们从发电端和用户端入手，梳理储能行业的主要监管文件如下：

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相对于国家层面的政策而言，地方层面的规则更为具体，其结合地方实际情况，为当地项目提供了更为细致的指导意见。就发电端而言，如青海对自储能设施中发售的电量给予运营补贴；此外，部分地区强制要求新能源项目配置储能设施，如淄博、青海、陕西等，部分地区甚至要求既往项目也应当配置储能设施，如湖南等。就用户端而言，政策上主要鼓励用户端配置储能设施。我们列举部分政策如下：

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根据上述规定，我们理解，对于发电端而言，越来越多的地区开始要求新建新能源项目配备储能设施[2]，而对于既往项目而言，也有部分地区开始要求其补充配建储能设施。此外，部分地区还进一步要求未能配备储能设施的新能源项目（包括新建项目和存量项目）需要通过市场租赁方式落实储能容量。可以看出，在减少“弃光弃风”的背景下，主管部门对于新能源项目配建储能设施的监管逐渐趋严，在目前的监管要求下，对于项目合规性的审核，需重点核查其是否已按照当地要求完成储能设施的配建；此外，即使目前部分地区的监管尚未要求新能源项目配建储能设施，但在当地实施项目的同时也应当关注目前的政策趋势，并做必要的风险防范及合同安排。

除上述配建要求外，国家也出台了一系列优惠政策鼓励在发电端配建储能设施，如：向配建企业提供补贴、电价支持等，这些优惠政策会进一步影响项目预期收入，因此，能否获得该等优惠政策、当地政府是否会对该等优惠政策附加先决条件也需在项目审核中重点关注。

对于用户端而言，目前在政策层面多为鼓励用户配建储能设施，并未强制要求其配建储能设施，且主要政策规范来源于国家层面，各地方对用户端储能设施提出鼓励或规范的情况较少；但我们注意到，部分行业规范中已要求具体项目应当配建储能设施[3]。在鼓励用户端参与调峰、电能交易的政策引导以及行业要求下，我们理解，未来将会有更多高能耗用户配建、利用储能设施。

而对于所有的电力参与主体而言，除上述政策外，国家和地方也鼓励探索新的商业模式，如：共享储能、参与电能交易等，以进一步完善储能参与电力市场的方式，增加能源的利用效率、降低用能成本。

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