近日，国家发改委等五部门联合印发的《非化石能源电力消费核算指南（试行）》中“抽水蓄能、新型储能等储能电站蓄电时，蓄电电量可视为电力用户下网电量，参考上述规则开展非化石能源电力消费量核算”的规定，是我国首次从国家层面明确新型储能在充电环节的非化石能源消费核算身份，对压缩空气储能这一主流长时储能技术的商业模式、政策衔接和行业发展具有颠覆性影响。
一、核心逻辑：明确储能“双重身份”，终结核算模糊地带
1.身份界定：充电侧“电力用户化”的本质
压缩空气储能电站具有“充电时是用户、放电时是电源”的双重属性，此前行业对其充电电量的非化石能源归属存在三大争议：
争议1：充电电量的非化石能源属性应归属于储能电站还是最终用电用户？
争议2：储能充电是否应纳入可再生能源消纳责任权重考核范围？
争议3：跨时段、跨区域存储的绿电，其环境属性如何追溯与认定？
本条款通过“视为电力用户下网电量”的定性，彻底终结了上述争议：蓄电阶段，压缩空气储能电站与普通工业用户、商业用户享有完全相同的核算权利与义务，其充电电量按照《电力用户非化石能源电力消费量核算方法》执行，即通过“物理认定+交易认定+省内分摊”三重方式核算非化石能源消费量。
2.核算边界：严格遵循“不重复认定”原则
指南第三条明确“避免重复计入”的核心原则，由此衍生出压缩空气储能非化石能源属性的“一次性认定”规则：
当储能电站在充电环节通过购买绿电、绿证或分摊获得非化石能源消费认定后，其放电电量进入公共电网时，不再具备独立的非化石能源属性，最终用户无法将该部分放电电量再次认定为自身的非化石能源消费。
反之，若储能电站充电时未进行任何非化石能源交易认定，仅通过省内分摊获得部分非化石能源占比，则放电电量同样无法向最终用户传递绿色属性。
这一规则从根本上厘清了非化石能源环境属性的流转链条，防止了绿证和绿电的重复核销。
二、商业价值：重构压缩空气储能的收益模型
压缩空气储能作为大容量、长时储能技术，其充放电周期与绿电、绿证的价格波动高度匹配，本条款为其开辟了三大全新收益来源：
1.绿电/绿证跨时段套利收益
压缩空气储能通常在夜间低谷时段充电，白天高峰时段放电，而绿电和绿证的价格与新能源出力呈负相关：
低谷时段：风电、光伏出力过剩，绿电溢价低，绿证价格处于低位；
高峰时段：新能源出力不足，绿电溢价高，绿证价格上涨。
根据本条款，储能电站可在低谷时段低价批量购入绿电和绿证，将其转化为自身的非化石能源消费认定，同时在高峰时段通过放电获得峰谷价差收益。对于先进绝热型压缩空气储能（AA-CAES）而言，其充放电效率可达60%-70%，跨时段套利空间显著高于短时储能。
2.可再生能源消纳责任权重（消纳量）抵扣收益
指南第十三条明确要求“做好与可再生能源电力消纳责任权重政策衔接”，而储能电站作为电力用户，其核算的非化石能源电力消费量可直接用于抵扣自身承担的消纳责任权重。
对于自身拥有用电负荷的企业（如化工、钢铁企业），投资建设压缩空气储能电站，可通过充电环节的非化石能源认定，同时解决“调峰需求”和“消纳责任权重考核”两大问题；
对于独立储能电站，若当地政策允许消纳量交易，其富余的非化石能源消费认定量可出售给未完成消纳任务的企业，获得额外收益。
3.零碳储能服务溢价收益
本条款为压缩空气储能电站提供了“零碳认证”的合规路径：
若储能电站100%通过绿电交易或绿证交易认定充电电量的非化石能源属性，则其电力消费间接碳排放为零；
结合先进绝热型压缩空气储能本身无补燃、零碳排放的技术特性，可向用户提供“零碳储能服务”，为用户的产品碳足迹核算、碳中和目标实现提供支撑，从而获得高于常规储能的服务溢价。
三、政策衔接：打通“双碳”全链条政策体系
本条款并非孤立存在，而是与我国现有“双碳”政策体系形成了深度衔接，为压缩空气储能的发展提供了全方位的政策支撑：
1.与碳排放核算体系的衔接
电力消费间接碳排放是企业碳排放的核心组成部分，计算公式为：
电力消费间接碳排放=电力消费量×电网平均碳排放因子
此前，储能电站的碳排放核算统一采用电网平均碳排放因子，导致主要使用绿电充电的压缩空气储能电站碳排放被高估。本条款实施后：
储能电站可通过交易认定的非化石能源电量，其碳排放因子按0计算；
仅省内分摊部分采用电网平均碳排放因子，大幅降低了储能电站的碳排放核算值，提升了其在碳市场中的竞争力。
2.与绿电/绿证交易体系的衔接
指南明确了“地级行政区域和电力用户下网规模以绿证交易、绿电交易进行认定”的核心规则，这意味着：
压缩空气储能电站要获得最高比例的非化石能源消费认定，最优路径是直接参与绿电交易或购买绿证；
指南鼓励“随用随购、随购随销”，与压缩空气储能的充放电计划高度匹配，储能电站可根据充电需求灵活采购绿电和绿证，提高资金使用效率；
对于跨省充电的压缩空气储能电站，可通过购买省外绿证的方式认定非化石能源消费，打破了区域限制。
3.与电力市场建设的衔接
本条款明确了储能在电力市场中的用户身份，为其参与电力现货市场、辅助服务市场提供了核算基础：
储能电站在现货市场低谷时段购电充电，其购电电量可按照电力用户规则核算非化石能源消费；
放电时作为电源参与市场交易，获得电价收益，形成了“购电-核算-放电-收益”的完整商业闭环。
四、现存痛点与未来完善方向
尽管本条款具有里程碑意义，但在压缩空气储能的实际应用中，仍存在三大亟待解决的问题：
1.非化石能源属性无法跨环节传递，限制绿色溢价实现
如前所述，非化石能源属性在储能充电环节已被一次性认定，放电时无法再次传递给最终用户，导致储能电站无法将放电电量作为“绿电”出售，无法获得绿电溢价。
解决方案建议：建立“绿电储能溯源机制”，允许储能电站在充电时暂存绿证，放电时将绿证随电量一同转移给最终用户，由最终用户完成核销。这样既避免了重复认定，又实现了非化石能源属性的跨环节传递，让储能电站能够分享绿电溢价。
2.省内分摊系数的不确定性影响核算准确性
省内分摊系数由省级能源主管部门按年度核算，具有较强的滞后性和不确定性。对于年充电电量达亿千瓦时级的大型压缩空气储能电站而言，分摊系数的微小波动会导致非化石能源消费认定量出现数百万千瓦时的差异，进而影响其碳排放核算和消纳责任权重的完成。
解决方案建议：省级能源主管部门应将分摊系数的核算频率从“按年度”提升至“按月度”，并提前公布下一年度的分摊系数预测值，提高核算的准确性和可预测性。
3.跨区域共享储能的核算规则缺失
当前，跨区域共享储能已成为行业发展趋势，但指南未明确跨区域储能的非化石能源消费核算规则。例如，位于A省的压缩空气储能电站，为B省的新能源电站提供储能服务，其充电电量的非化石能源属性应如何认定？
解决方案建议：明确“谁购电、谁认定”的原则，即由实际支付购电费用的主体（无论其所在省份）获得非化石能源消费认定。同时，完善跨省绿证交易机制，简化跨区域绿证的划转和核销流程。
本条款的出台，标志着我国新型储能的非化石能源消费核算进入了“有法可依”的新阶段。对于压缩空气储能行业而言：
短期来看：明确的核算规则降低了项目的政策风险，提升了项目的经济性，将加速一批大型压缩空气储能项目的落地；
中期来看：将推动压缩空气储能与新能源的深度融合，形成“新能源+长时储能”的一体化开发模式，助力新能源的全额消纳；
长期来看：为压缩空气储能参与碳市场、绿电市场奠定了基础，将推动其从“辅助服务提供者”向“电力系统核心调节资源”和“零碳能源载体”转变。
未来，随着绿证交易机制的完善、非化石能源属性传递规则的明确，压缩空气储能的商业价值将得到进一步释放，成为我国构建新型电力系统、实现“双碳”目标的关键支撑技术。
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