新能源强制配储愈演愈烈 | 海松·视界

从鼓励引导到不建受罚，新能源配储比例、时长呈现不断走高趋势。

业内呼吁已久的“叫停新能源强制配储政策”不但没有叫停，反而有愈演愈烈之势。

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今年以来，河南、山东、广东等地陆续发文加快新型储能发展，要求严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施，如未投运，电网不得调度和收购其电力电量。有的甚至提出，按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍停运其并网发电容量。

纵观新能源配储政策发展，由最初的鼓励引导到成为并网标配，再到不建受罚，配储比例也从原先的10%—20%逐步上升至15%—30%，储能时长从1—2小时抬升至4—5小时，呈现逐步走高态势。业内多次呼吁，新能源配储不能简单“一刀切”，应停止强制措施，配不配、怎么配交给市场选择。那么，究竟是什么原因促使新能源强制配储越陷越深？叫停新能源强制配储的难点又何在？

新能源配储走高趋势明显

6月28日，河南省人民政府办公厅印发《关于加快新型储能发展的实施意见》，要求2021年及以后河南省年度风光开发方案中的新能源项目，要严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施，储能设施投运时间应不晚于新能源项目投运时间；如未投运，电网不得调度和收购其电力电量。

无独有偶。6月7日，广东省能源局印发了《关于新能源发电项目配置储能有关事项的通知》，要求未按要求配置储能的新能源发电项目，电网公司原则上不予调度，不收购其电力电量。3月8日，国家能源局山东监管办公室发布关于征求《山东省电力并网运行管理实施细则(2023年修订版)》《山东省电力辅助服务管理实施细则(2023年修订版)》规范性文件意见的通知，明确对于新能源场站实际配建或租赁储能容量不足的，按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍停运其并网发电容量，直至满足接入批复方案要求为止。

随着新能源规模越来越大，其随机性、波动性、间歇性的特点给电网安全运行和电力可靠供应带来巨大挑战，迫切需要通过储能设施提升调节能力、保障安全。基于此，各地不断加大储能发展力度，乃至上调新型储能装机目标。河南省提出，到2025年，新型储能规模达到500万千瓦以上，力争达到600万千瓦。这一目标较去年8月河南省发布的《“十四五”新型储能实施方案的通知》中“力争并网规模达到 220 万千瓦”的目标提升超一倍。

强制配储是我国当前储能发展的重要驱动力。《中国能源报》记者注意到，自2017年以来，有超过20个省市陆续出台新能源配储政策文件，1—2小时储能时长，10%、15%的配置比例已属常规设置，4—5小时储能时长，20%、25%、30%乃至更高配置比例正不断涌现。

“各地新型储能装机目标设置很高，得想尽办法完成。加上新能源消纳问题，压力很大，新能源配储比例走高趋势明显。”业内人士称。

多重因素驱动的综合结果

那么，有哪些因素推高了新能源配储比例？

“当前，储能商业模式还不成熟，去年电池价格较高，储能项目存在规划多落地少、备案不建设或建而不用等问题。”中关村储能产业技术联盟秘书长刘为向《中国能源报》记者表示，基于此，地方政府不得不出台强制措施，保证配置储能项目落地运行，以保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定顶峰能力。

“虽然我国各省市的电源结构和负荷特性差异较大，但随着新能源并网规模的快速增长，各省市的调峰缺口呈现的规律基本相似，即时间尺度上由1—2小时向3—4小时、甚至4—5小时扩展，平衡上由单季节短时性电力平衡问题逐步向多季节性、多日持续性电力电量紧平衡问题发展。”华北电力大学教授郑华进一步向《中国能源报》记者指出，新能源和储能产业向好趋势明确，加上储能产业赛道的多元化和国企央企等对新能源指标的刚性需求，用资源换产业自然成为地方抓经济的“重点举措”。

当前，我国多地开启储能反配新能源模式，即以储能规模拿新能源项目指标。“新能源项目配建一定规模的储能，是维护电力系统稳定、保证新能源出力的未雨绸缪之举，也在一定程度上设置了新能源开发门槛，要求开发商有实力，理性开发，避免一哄而上拿新能源项目资源。”三峡新能源山东分公司副总经理汝会通向《中国能源报》记者指出，“但‘强配’本身很粗暴，不够舒展，更谈不上优雅。”

当前，配建储能的成本仍主要由发电侧承担，提高配储比例，无疑加重了新能源发电企业的负担，且易滋生低质量储能电站泛滥、配储利用率不足等问题。“成本增加主要来自储能系统成本。”刘为算了一笔账，以100MW的磷酸铁锂电池为例，当前2小时系统EPC成本在1500元/kWh左右，4小时系统成本在1300元/kWh左右。100MW光伏电站（初始投资4亿左右）配置10%、2小时储能项目，其初始投资成本将增加7.5%（3000万元）；配建20%、2小时储能项目，初始成本将增加15%（6000万元）；配建25%、4小时储能项目，初始投资成本价将增加32.5%（1.3亿元）。

最终要回归市场引导

针对新能源配储成本困境，各地政策也在不断创造疏导条件，比如，鼓励建立共享(独立)储能电站、拉大峰谷电价差，给予一定补贴等。广东对于新能源项目配建非独立储能和用户侧的非独立储能规模在 1000 千瓦时以上的储能项目，给予一次性奖励；河南明确独立储能电站以低于市场价的电价购入电量，输出电价则按照高于市场价，具体为当月煤电市场化交易均价的1.64倍执行，投资主体可在电价的“一低一高”间获得收益。

“这些措施只能疏导部分投资成本。”郑华认为，市场的事情应该交由市场主体决策，缺乏配套成本消纳和成本传导机制的“拔苗助长”会对储能产业造成伤害。要让“真”市场来发现“真”需求，放下“计划”的手，让“市场”发挥作用和价值。

在汝会通看来，新能源配储的关键不在于时长、比例，而是没有建立起相应的成本疏导途径，收益预期普遍不足，配储普遍侵蚀新能源的利润，变成了新能源的“寄生体”，“还是要从电力现货市场角度去思考，尽快建立机制，引导配建储能参与电力现货市场，发挥配建储能和新能源电站的整体联动作用，实现新能源项目的效益最大化。如果形成这样的市场共识，那今天的‘要我配储’就转变为明天的‘我要配储’。”

刘为认为，储能产业已经进入政策和市场双轮驱动阶段，需要平衡产业发展和电力系统承受能力。从长远来看，新能源强制配储只是过渡性政策，随着与储能价值相匹配的电力市场机制的建立和完善，新能源配储政策所带来的问题会逐步得到解决。