進入2022年，能源政策出臺日益頻繁，隨著改革進入深水區，日益觸及更深層次的問題，影響到更大范圍的利益主體，受到的關注越來越高，除能源本身外，也是產業、財經和環境等政策的聚焦點。整體來看，在能源結構發展方面，呈現出更加務實、回歸的趨勢，而在體制機制和市場化改革方面步伐卻越來越快。
要解決新能源與電網、煤電，能耗“雙控”與經濟增長，市場化與計劃體制之間的矛盾，兼顧穩增長與促轉型、保安全與綠色發展之間的平衡，使政策面更加趨向系統性，也帶來了理解的復雜度。本文根據讀者關心的新能源和儲能發展的系列問題，對政策進行梳理，從個人視角提出大致邏輯并對前景進行展望。
一、非化石能源發展目標仍需提高
（一）我國“雙碳”任務的嚴峻形勢
我國仍處于國民經濟較快發展階段，城鎮化和產業發展動能長期延續，同時我國特有的產業結構和能源結構，導致一方面單位GDP能耗遠高于發達國家，另一方面單位能耗排放強度也顯著偏高，兩相疊加我國當前碳排放已超美國、歐盟、日本總和。我國碳達峰后實現中和時間僅有30年，碳排放下降速度要求超過西方國家2倍以上，是一個非常艱巨的任務。
而從近幾年經濟、能源發展態勢來看，我國能耗總量仍處于較快增長通道，單位GDP能耗降低速度也逐步縮小（如圖1）。如果我國產業結構不發生質的調整，經濟發展速度不論快慢，都會伴隨著能耗的較大幅度增長：經濟較快增長階段，由于能耗強度降低趨緩，能耗增速將超預期，如2021年能耗增長5.2%，強度降低僅2.7%，低于“十四五”期間設定的平均值；而經濟增長乏力階段，國家將出臺工業穩增長的政策，基建投資必然重啟，其能耗增速仍將保持一定水平，如2020年。而由于非化石能源基數太小，單位能耗排放強度仍未實質性改善，化石能源增長仍帶來能源使用排放的較大增加。
圖1 2015-2021年GDP、能耗增長情況
（二）能耗“雙控”目標調整，非化石能源發展仍需加碼
基于上述原因，設定能耗總量目標可能過早給經濟增長加上天花板，為緩解日益尖銳的能耗“雙控”（主要是總量控制）與經濟發展的矛盾，需要將能耗“雙控”向碳排放“雙控”轉變，但受數據、監測等技術手段限制，碳排放“雙控”能夠擔綱之前，需要采用更加靈活合理的能耗“雙控”體系。
今年2月10日，發改委、能源局下發的《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》（發改能源〔2022〕206號），要求：構建以能耗“雙控”和非化石能源目標制度為引領的能源綠色低碳轉型推進機制。到2030年，形成非化石能源既基本滿足能源需求增量又規模化替代化石能源存量的能源生產消費格局。強化能耗強度降低約束性指標管理，有效增強能源消費總量管理彈性。
即不再將能耗總量目標設定為硬約束，但前提是2030年起非化石能源發展速度至少“基本滿足”能源需求增量，同時規模化替代化石能源存量。意味著只要非化石能源發展足夠快，在碳達峰情況下，能耗仍可不達峰，從而為國民經濟發展釋放了空間。
根據當前能源發展態勢，結合多家機構預測，2030年我國能耗總量將達到60億噸標準煤，其中化石能源約45億噸。預計2030年我國GDP增速仍將保持4.5%左右，能耗總量需求可能仍高于1%，按照非化石能源“基本滿足”增量又規模化替代化石能源存量的要求，當年非化石能源發展目標設定在1.5億噸標準煤比較合適，作為非化石能源主力的新能源發展目標可能需高于2億千瓦，但當前來看要實現該目標，需盡快破解電價疏導機制不健全、電力系統配套投入不足等多方面瓶頸。
二、新能源發展地位和生存環境變遷
（一）從“以新能源為主體”到 “能源開發利用新機制”，新能源“去虛名而獲實利”
2021年3月，中央財經委員會第九次會議提出“構建以新能源為主體的新型電力系統”至今剛逾一年，但“以新能源為主體”實有“盛名之下、其實難副”之感。截至2021年底，我國新能源累計裝機達到6.4億千瓦，占全國總裝機比重約27%，但發電量占比剛邁過10%的關口，而其有效容量低更受到詬病。根據相關數據，區域電網新能源可置信的最小保證出力可能小于5%，省級范圍內瞬時最小出力可低至0.1%，沒有其他電源或儲能同步發展，大比例新能源的電力系統供電保障難度更大。這一年中，根據“主體電源”定位新能源，可能要求其提前承擔所要承擔的義務，也容易過早遭遇輿論的不寬容，可謂得不償失。
2021年年底開始，虛化“以新能源為主體”早有跡象。今年1月28日，發改委、能源局發布《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改〔2022〕118號），已不見“以新能源為主體”的字樣，而是“推動形成適合中國國情、有更強新能源消納能力的新型電力系統。”發改能源〔2022〕206號也提出：建立綠色低碳為導向的能源開發利用新機制、適應新能源電力發展需要制定新型電力系統發展戰略和總體規劃，新型電力系統是適應可再生能源局域深度利用和廣域輸送的電網體系。
整體來看，雖然不再有“以新能源為主體”的宏大表述，但將服務新能源發展作為新型電力系統建設的主要目標，在繼續建設煤電等調節性電源、加大能源輸送基礎設施建設、優化能源市場體系、加強能源管理的協同機制、降低非技術成本等方面提供了體制機制保障，增添了對新能源的支持籌碼，提高了新能源發展所必須的電網調節、安全裕度、電網傳輸等方面的供給，明確了主要針對新能源綠電的需求來源，降低了新能源非技術成本和安全調節成本，可以實現新能源更低成本、更大規模的發展，可謂“去虛名而獲實利”。
今年2月18日，發改委、工信部、財政部等12部委聯合發布《促進工業經濟平穩增長的若干政策的通知》，將光伏產業創新、沙漠戈壁荒漠地區大型風電光伏基地、中東部地區分布式光伏和海上風電發展等新能源相關的裝備產業鏈投資作為保增長投資部分的第一條。表明新能源產業發展，既是實現“雙碳”目標的關鍵路徑，也是穩增長的核心要求，從國家經濟發展算大賬的角度，促進新能源發展的力度只會加強不會削弱。
（二）適應新能源的市場機制，核心在于用綠色需求保障新能源電力需求
政策要求新能源參與交易的進度大大超出人們的預期。發改體改〔2022〕118號要求：有序推動新能源參與電力市場交易，到2030年新能源全面參與市場交易。建立與新能源特性相適應的中長期電力交易機制；鼓勵新能源報量報價參與現貨市場，對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核。
以市場化交易替代行政配額制，是新能源實現長遠、高質量發展的必由之路。但對新能源而言是一個全新且生死攸關的命題，新能源資產的經營風險顯著增加。運營商的經營模式將發生巨大改變，打破了保量保價為主的經營模式。在投資決策過程中，以前相對確定的投資決策和資產評估方式將不適用，新能源企業需要調整項目投資、收購決策模型，根據企業情況設定風險偏好，按照風險收益預期設定合理的收益置信區間，尋找與自身風險防控能力相適應的項目。在運營階段，新能源在與煤電等可調節電源的競爭中明顯處于劣勢，一是新能源強相關性強，容易在大發階段造成“價格踩踏”，新能源的市場策略選擇有限，要么作為價格接受者承擔低電價，要么參與競價承擔電量損失（對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核）。二是調節能力差可能承擔更多應對偏差的成本。新能源運營商不得不綜合考慮市場價格、輔助服務成本、偏差成本，不斷提升負荷預測能力和調節能力，時刻接受價格、電量不確定性的挑戰。
但新能源的劣勢并不是沒有辦法扭轉，核心在于將綠色消費需求轉變為新能源電力剛性需求，以確保新能源電力的基礎價格。根據國家發改委等七部委聯合印發的《促進綠色消費實施方案》，要求建立綠色電力交易與可再生能源消納責任權重掛鉤機制，市場化用戶通過購買綠色電力或綠證完成可再生能源消納責任權重。發改能源〔2022〕206號也要求：鼓勵各地區通過區域協作或開展可再生能源電力消納量交易等方式，滿足國家規定的可再生能源消費最低比重等指標要求。意味著可再生能源消納責任權重不會退出，而是成為企業綠色消費的剛性約束，需要企業自主通過采購綠電（綠證）的方式。
其中，購買綠證（證電分離）和購買綠電（證電合一）有明顯區別：購買綠證盡管操作上便捷，但由于購買的是已發新能源電量對應的綠證，對于促進新能源電力（實時或未來的發電）需求作用不明顯；而證電合一保證了獲得綠證需要同步消費新能源電力，將改變企業用電習慣，在新能源大發階段進行生產，從而有利于實現新能源大發時段電力平衡，整體確保新能源電力的基礎需求和價格水平，從而實現一舉多得。
三、以“兩部制”電價支持新型儲能發展，大幅打開新能源發展天花板
打開新能源發展的天花板，仍需要大規模新型儲能的加盟。2021年我國缺電危機，再一次說明保障電力供應是電力系統發展的底線，支撐電力系統有效容量發展且不帶來碳排增加，除抽水蓄能外只能依靠新型儲能，所以新型儲能的核心作用和優勢在于解決新型電力系統供電充裕度隱憂和提供電力系統安全保障能力，在常規電源越來越缺失的情況下守住電力系統的保供和安全防線。
新能源比例的進一步提高，給新型電力系統帶來系列安全問題，新型儲能既然主要作為安全保障電源，更加需要向大規模、中長周期、易調度的大型儲能電站方向發展，為實現日內充分調節，參照抽水蓄能，一般需配置4小時以上的時長。大型儲能電站的發展同時有利于單位建設成本的降低，易于出臺針對性技術和設計標準，也易于發揮和監測儲能設施在安全保障、調峰、調頻等多方面的能力。
在電力市場環境下，新型儲能的盈利最終可歸納為現貨市場、輔助服務市場和容量市場（機制）幾種。現貨市場中，日電價差額和低價、高價時段持續時長均不確定，新型儲能將面臨較大的投資風險；輔助服務市場是在電力系統某類安全問題突出時設定的特殊品種，新型儲能雖然在調峰、調頻和爬坡等品種中具有優勢，但輔助服務市場受電力系統運行方式變化每日供需均不同，不足以對一次投入大的主體產生長期激勵，同時輔助服務市場份額有限且面臨多主體競爭，不足以支撐新型儲能大規模發展；我國電力發展具有很強的公益性質，對于電價波動幅度和停電概率容忍度均較低，容量機制可能是支持新型儲能、抽水蓄能等電網安全保障電源發展的唯一機制，在容量機制下，將新型儲能具有的有效容量（功率上調）、新能源消納（功率下調）、調頻、爬坡、緊急備用等功能，統一通過容量電價機制進行支付，將更加簡潔可操作。
根據彭博預測，至 2025 年電池儲能系統成本將會下降超過40%（快于發改委、能源局發布的《“十四五”新型儲能發展實施方案》中30%的目標），4小時配置的儲能電站如按照容量機制，容量成本約800元/kW/年（含資金成本），接近抽水蓄能約700-900元/ kW/年的水平，所以以電化學儲能為主的新型儲能參照抽水蓄能發展模式，用于保證電網發電裕度和整體安全水平具有可行性。至2035年，4小時新型儲能電站容量成本約500元/kW/年，低于抽水蓄能成本。
根據當前政策條件和電力系統投入，考慮電網消納能力，2030年新能源及其他電源結構如圖1（其他電源已含抽水蓄能），如果新型儲能政策沒有實質進展，難以滿足2030年非化石能源的發展要求。考慮需求響應達到最大負荷5%，2030年供電充裕度仍存在約100GW的缺口，若不考慮需求響應或是嚴格控制煤電裝機不增長的情況下，供電充裕度缺口將在200GW，需要建設100GW以后的新型儲能電站。而2060年在大幅退煤的假設下，供電充裕度缺口將達到800GW，對于發展新型儲能具有更強烈要求。
圖2 既有情景我國電源結構及最大負荷預測
綜上預測：2030年全國新型儲能總功率將達到1.2億千瓦，新型儲能總投資規模接近萬億。根據推算，隨著負荷的增長，每新增1千瓦（4小時）的新型儲能，可以帶動4-5千瓦的新能源的接入，如果針對新型儲能的兩部制（電量+容量）電價盡快出臺，發展規模將增加6000萬千瓦以上，可削減等量煤電增長，促進新能源總量至少多裝2億千瓦。
進一步根據2060年供電充裕度缺額推算，2060年電力系統需要4-8億千瓦（低值為煤電緩慢退出場景，高值為煤電較快退出場景），時長4小時以上的新型儲能，低值情況下年總計容量成本為2000億元，帶動全社會電價平均成本上升1.3分錢/千瓦時。
