新能源强制配储愈演愈烈：好经被念歪，乱象几时休？

图片来源@视觉中国

文｜华夏能源网

被业内诟病许久的强制配储，大有愈演愈烈之势。

华夏能源网注意到，日前，河南省发布《关于加快新型储能发展的实施意见》，提出到2025年，全省新型储能规模达到500万千瓦以上，力争达到600万千瓦。其中，新能源项目配套储能规模达到470万千瓦以上，是新型储能建设的主体。

最显眼并引发争议的是强制配储条款。《意见》明确提出，2021年及以后风光开发方案中的新能源项目，要严格按照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。

华夏能源网梳理各地政策文件发现，包括河南在内，全国已有24个省（市）发布文件要求强制配储。相比2021年之前各地区“自愿、鼓励配备”的措辞，现在的强制要求已经“由暗转明”。本应是公用资源范畴的储能设施，建设责任强行转移到了企业肩膀上。

中国有句老话叫“强扭的瓜不甜”，强制措施虽然带来了储能设施的快速增长，但带来的矛盾和问题也在一天天滋长。储能亟需破局，当强配的储能不再是负担而是成为新的盈利点，配储市场才会走的健康走的长远。

从鼓励到强制，好经被念歪

上述河南省《意见》对新能源项目上网提出配套储能要求，并且具有强制或半强制性要求——未配备储能的新能源项目，会因种种原因不能并网。这就是典型的“强制配储”。

类似这种强制性配储要求，最先是由地方政府发起的，最早可追溯至2017年。

2017年，青海省发改委印发《2017年度风电开发建设方案》，要求列入规划年度开发的风电项目按照规模的10%配套建设储电装置。以该文件的发布为标志，此后数年间各省市纷纷效仿，开启了如火如荼的新能源配储潮。

在国家层面，对新能源配储是鼓励但不强制的态度，其标志性文件，是国家发改委、能源局于2021年7月29日发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号，下称“1138号文”）。

“1138号文”指出：在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，鼓励在自愿的前提下自建储能或调峰资源增加并网规模。对按规定比例要求配建储能或调峰能力的可再生能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网。

文件还明确：“为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。”

两部委的文件，基本出发点是促进可再生能源消纳，主基调是“鼓励”、“自愿”，但是却实际上让各地方强制配储的做法得到认可。于是，好经被念歪，在地方演变成了新能源项目不建储能设施就不给并网。

华夏能源网注意到，在今年年初，业内有消息称强配储能问题引起了主管部门的重视，正研究叫停强配储能政策。但截止目前，业界期待的叫停不仅没停，还在变本加厉，看不到变化的希望。

在行业内外，强制配储政策遭到了很多人士的诟病。

今年两会期间，全国人大代表、全国工商联副主席、通威集团董事局主席刘汉元在接受记者采访时就指出：储能不应按照传统电站的模式来建设，比如要求光伏发电站也强制配套储能设施，“平衡电力余缺应由电网进行优化，由个人或单个电站来平衡并不科学。”

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇则表示：新能源发电侧配置储能的商业模式如何跑通，是横亘在行业发展路上的最大难题。“由于缺乏合理的调度机制和电价疏导机制，新能源强制配储没有经济性。”

不过，强配储能却实实在在的推动了储能装机的迅速增长，这或许也是难以在主管部门层面喊停的重要原因之一。

据中关村储能产业技术联盟统计数据显示，截至2022年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模59.8吉瓦，占全球市场总规模的25%，年增长率38%。新型储能继续高速发展，累计装机规模首次突破10吉瓦，达到13.1吉瓦/27.1吉瓦时。

建而难用，资源浪费严重

在各地如火如荼推动储能建设时，强制配储政策造成的资源浪费问题正愈发严重。

从应用场景看，发电侧配储，目的是匹配电力生产和消纳、减轻电网压力等；另一大场景在电网侧，用于减少或延缓电网设备投资、缓解电网阻塞，以及为电力系统提供调峰调频等辅助服务。这些项目功率较大，又被称为“大储”，以区别于户用小功率储能。

强制性大规模建设的储能，究竟发挥了多大作用呢？

据中电联统计，2022年电源侧的新能源配储平均运行系数仅为0.06（日均运行1.44小时、年运行525小时）。相比之下，用户侧储能平均运行系数最高，达到0.32（日均运行7.67小时，年运行2800小时）；电源侧储能次之，平均运行系数为0.13（日均运行3.03小时，年运行1106小时）。

新能源配储能利用率整体都很低，这意味着大多数储能设施沦为了摆设，是沉没资产。

在第十一届储能国际峰会暨展览会上，华能集团有发展管理处副处长田龙虎表示，“新能源强配储能带来的问题主要有两方面，一是成本增加，二是资源浪费。”田龙虎还表示，从现有利用系数看，装机规模最大的电源侧储能反而利用率最低，这不利于整个储能行业的发展，会导致出现劣币驱逐良币的现象。

资源浪费的同时，强制配储也给企业带来沉重负担。毕马威在3月发布的《新型储能助力能源转型》报告也指出，当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担，这给企业带来较大压力。数据显示，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，初始投资将增加8%-10%；风电场配建同样容量的储能项目，初始投资成本将增加15%-20%。

以华能山东半岛南4号海上风电项目为例，该项目总装机容量301.6兆瓦，2021年9月，该项目首批风电机组顺利并网。然而，按照可再生能源配储能的要求，2021年6月，华能清洁能源技术研究院以单价1.663元/瓦时中标储能系统集成，该海上风电项目陆上集控中心配置储能一期规模为15兆瓦/30兆瓦时。这要很大一笔钱。

华能清洁能源研究院储能技术部主任刘明义表示，目前发电集团风、光项目配储能，更多是为了拿风、光指标，储能实际的经济性贡献几乎为零——配了储能后，收益率普遍降低1个百分点以上。“一方面，集团公司每年有新能源开发规模要求；另一方面，投资收益率也有硬性指标，一旦降低很难过审。这令我们进退两难。”

更有意思的是，配储的出发点是促进和帮助风光新能源消纳，但是现实是，持续增加短时储能规模，并不能带来新能源利用率的提升。

国网能源院能源战略与规划研究所主任工程师张富强此前表示，在新能源高渗透率的情况下，增加日调节储能对新能源消纳的提升效用将逐渐减弱，新能源利用率将随着储能规模增加而趋于“饱和”。

张富强以西北某省为例测算，假设该省2025年储能规模由0增加到800万千瓦，这个过程中新能源利用率可以提升3.4个百分点。如果储能规模再增加1倍至1600万千瓦，其新能源利用率只能提升0.37个百分点。“解决新能源消纳问题，不能过于依赖配建储能，而要遵循系统观念，发挥多种调节资源促消纳的作用。”张富强称。

配储要盈利，否则难持续

强配储能造成资源浪费、利用率低的核心，在于商业模式尚未打通。配储只是为了拿指标，建好之后要么不用、要么用不了，这成了储能行业的怪现象。

从新能源开发商们的角度出发，他们希望政策发生转向，不再强制配储，或者允许新能源配储拥有更多的市场参与模式，进而拓宽盈利渠道，从而收回成本、解决储能盈利难的问题。

目前新能源配储盈利难、利用率低的原因之一，就是只能服务于单一的新能源场站。一名国网山西人士指出，目前火电在进行灵活性改造；用户侧也在进行灵活性需求响应，如通过虚拟电厂进行调节；新能源发电量并不是每天都很大，也不是每天都消纳困难。新能源配储如果只定位于给自己服务，那可能应用的场景、时段和需求都十分有限。

破解之道，首先是给储能电站以独立储能的身份，除了能够服务于自家场站的新能源消纳，也能够租赁出去以获得收益，其他新能源电站如果选择自己不配储能，可以付费租赁其储能容量。

华夏能源网注意到，早在2022年6月，国家发改委、能源局下发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确“新型储能可作为独立储能参与电力市场”，同时指出：“鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。”地方政策随后跟进。如今年5月河南省发布文件，鼓励探索建设区域性共享的独立储能电站等。

然而，现实是，大批储能电站仍苦于没有身份，无法参与市场、获取收益。用某发电企业内部人士的话来说，电源侧储能项目就像风电、光伏的附属品，不是独立的市场主体，参与不了市场。这就需要创造条件，让更多的储能电站拥有身份，成为独立储能主体。

进而言之，若储能电站能够服务于整个电网的需求，其需求空间无疑将会得到极大的拓展。比如，只要储能项目具备独立的控制条件和要求，就可以参与全省调频辅助服务，参与现货市场，这样就可以让沉没的资源活起来。

储能电站参与调频服务的市场空间巨大。以山西省为例，山西新能源装机已达4000万千瓦，一次调频的需求为每天800-1000次，每次调节的里程需求约为120 MW。按照现有调频市场报价，若储能能参与一次调频市场，约可获得收益550万元。

而储能参与电力现货交易，还能够额外获得峰谷电价价差收益。

以山东省为例，山东的独立储能电站有三部分收益来源：一部分是赚取发电侧峰谷价差；一部分收益来自容量补偿，山东给予可调节电源0.0991元/千瓦时的容量补偿费用；第三部分是租赁费用。

以三峡集团所属三峡能源庆云储能示范项目为例，该项目造价4.4亿元，2022年3月现货市场充放电价差套利加上容量补偿费用，月收益在200多万元。增加租赁收益后，月收益有望达到500余万元。

而在没有现货的省份，电源侧、电网侧新型储能收益来源，主要是参与辅助服务市场收入、容量租赁等。决定辅助服务收益的两个核心，分别是价格和利用小时数，但目前辅助服务市场机制极不完善。

总体而言，中国的新型储能正处于从商业化初期向规模化发展的关键转换期，其主要障碍是需要突破储能经济性问题。要跑通新能源配储的商业模式，实现新能源配储的健康可持续发展，还有很长一段路要走。

这当中极为关键的一环，是要将各级政府政策的强制性，与各级参与主体积极性相结合。各方有钱赚，就会积极参与；各方不赚钱而又不得不建，就只能积累矛盾与问题。解决这个难题，需要地方政府更需要电网企业和国家主管部门的共同努力。

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