今年以來，河南、山東、廣東陸續發文要求嚴格按照開發方案中承諾的儲能配比配置儲能設施，如未投運，電網不得調度和收購其電力電量。甚至提出，按照未完成儲能容量對應新能源容量規模的2倍停運其并網發電容量。新能源強制配儲大有愈演愈烈趨勢。中國能源報針對“新能源強配儲能”話題對中關村儲能產業技術聯盟秘書長劉為進行了采訪。
業內呼吁已久的“叫停新能源強制配儲政策”不但沒有叫停，反而有愈演愈烈之勢。
今年以來，河南、山東、廣東等地陸續發文加快新型儲能發展，要求嚴格按照開發方案中承諾的儲能配比配置儲能設施，如未投運，電網不得調度和收購其電力電量。有的甚至提出，按照未完成儲能容量對應新能源容量規模的2倍停運其并網發電容量。
縱觀新能源配儲政策發展，由最初的鼓勵引導到成為并網標配，再到不建受罰，配儲比例也從原先的10%—20%逐步上升至15%—30%，儲能時長從1—2小時抬升至4—5小時，呈現逐步走高態勢。業內多次呼吁，新能源配儲不能簡單“一刀切”，應停止強制措施，配不配、怎么配交給市場選擇。那么，究竟是什么原因促使新能源強制配儲越陷越深？叫停新能源強制配儲的難點又何在？
新能源配儲走高趨勢明顯
6月28日，河南省人民政府辦公廳印發《關于加快新型儲能發展的實施意見》，要求2021年及以后河南省年度風光開發方案中的新能源項目，要嚴格按照開發方案中承諾的儲能配比配置儲能設施，儲能設施投運時間應不晚于新能源項目投運時間；如未投運，電網不得調度和收購其電力電量。
無獨有偶。6月7日，廣東省能源局印發了《關于新能源發電項目配置儲能有關事項的通知》，要求未按要求配置儲能的新能源發電項目，電網公司原則上不予調度，不收購其電力電量。3月8日，國家能源局山東監管辦公室發布關于征求《山東省電力并網運行管理實施細則(2023年修訂版)》《山東省電力輔助服務管理實施細則(2023年修訂版)》規范性文件意見的通知，明確對于新能源場站實際配建或租賃儲能容量不足的，按照未完成儲能容量對應新能源容量規模的2倍停運其并網發電容量，直至滿足接入批復方案要求為止。
隨著新能源規模越來越大，其隨機性、波動性、間歇性的特點給電網安全運行和電力可靠供應帶來巨大挑戰，迫切需要通過儲能設施提升調節能力、保障安全。基于此，各地不斷加大儲能發展力度，乃至上調新型儲能裝機目標。河南省提出，到2025年，新型儲能規模達到500萬千瓦以上，力爭達到600萬千瓦。這一目標較去年8月河南省發布的《“十四五”新型儲能實施方案的通知》中“力爭并網規模達到 220 萬千瓦”的目標提升超一倍。
強制配儲是我國當前儲能發展的重要驅動力。《中國能源報》記者注意到，自2017年以來，有超過20個省市陸續出臺新能源配儲政策文件，1—2小時儲能時長，10%、15%的配置比例已屬常規設置，4—5小時儲能時長，20%、25%、30%乃至更高配置比例正不斷涌現。
“各地新型儲能裝機目標設置很高，得想盡辦法完成。加上新能源消納問題，壓力很大，新能源配儲比例走高趨勢明顯。”業內人士稱。
多重因素驅動的綜合結果
那么，有哪些因素推高了新能源配儲比例？
“當前，儲能商業模式還不成熟，去年電池價格較高，儲能項目存在規劃多落地少、備案不建設或建而不用等問題。”中關村儲能產業技術聯盟秘書長劉為向《中國能源報》記者表示，基于此，地方政府不得不出臺強制措施，保證配置儲能項目落地運行，以保障新能源高效消納利用，為電力系統提供容量支撐及一定頂峰能力。
“雖然我國各省市的電源結構和負荷特性差異較大，但隨著新能源并網規模的快速增長，各省市的調峰缺口呈現的規律基本相似，即時間尺度上由1—2小時向3—4小時、甚至4—5小時擴展，平衡上由單季節短時性電力平衡問題逐步向多季節性、多日持續性電力電量緊平衡問題發展。”華北電力大學教授鄭華進一步向《中國能源報》記者指出，新能源和儲能產業向好趨勢明確，加上儲能產業賽道的多元化和國企央企等對新能源指標的剛性需求，用資源換產業自然成為地方抓經濟的“重點舉措”。
當前，我國多地開啟儲能反配新能源模式，即以儲能規模拿新能源項目指標。“新能源項目配建一定規模的儲能，是維護電力系統穩定、保證新能源出力的未雨綢繆之舉，也在一定程度上設置了新能源開發門檻，要求開發商有實力，理性開發，避免一哄而上拿新能源項目資源。”三峽新能源山東分公司副總經理汝會通向《中國能源報》記者指出，“但‘強配’本身很粗暴，不夠舒展，更談不上優雅。”
當前，配建儲能的成本仍主要由發電側承擔，提高配儲比例，無疑加重了新能源發電企業的負擔，且易滋生低質量儲能電站泛濫、配儲利用率不足等問題。“成本增加主要來自儲能系統成本。”劉為算了一筆賬，以100MW的磷酸鐵鋰電池為例，當前2小時系統EPC成本在1500元/kWh左右，4小時系統成本在1300元/kWh左右。100MW光伏電站（初始投資4億左右）配置10%、2小時儲能項目，其初始投資成本將增加7.5%（3000萬元）；配建20%、2小時儲能項目，初始成本將增加15%（6000萬元）；配建25%、4小時儲能項目，初始投資成本價將增加32.5%（1.3億元）。
最終要回歸市場引導
針對新能源配儲成本困境，各地政策也在不斷創造疏導條件，比如，鼓勵建立共享(獨立)儲能電站、拉大峰谷電價差，給予一定補貼等。廣東對于新能源項目配建非獨立儲能和用戶側的非獨立儲能規模在 1000 千瓦時以上的儲能項目，給予一次性獎勵；河南明確獨立儲能電站以低于市場價的電價購入電量，輸出電價則按照高于市場價，具體為當月煤電市場化交易均價的1.64倍執行，投資主體可在電價的“一低一高”間獲得收益。
“這些措施只能疏導部分投資成本。”鄭華認為，市場的事情應該交由市場主體決策，缺乏配套成本消納和成本傳導機制的“拔苗助長”會對儲能產業造成傷害。要讓“真”市場來發現“真”需求，放下“計劃”的手，讓“市場”發揮作用和價值。
在汝會通看來，新能源配儲的關鍵不在于時長、比例，而是沒有建立起相應的成本疏導途徑，收益預期普遍不足，配儲普遍侵蝕新能源的利潤，變成了新能源的“寄生體”，“還是要從電力現貨市場角度去思考，盡快建立機制，引導配建儲能參與電力現貨市場，發揮配建儲能和新能源電站的整體聯動作用，實現新能源項目的效益最大化。如果形成這樣的市場共識，那今天的‘要我配儲’就轉變為明天的‘我要配儲’。”
劉為認為，儲能產業已經進入政策和市場雙輪驅動階段，需要平衡產業發展和電力系統承受能力。從長遠來看，新能源強制配儲只是過渡性政策，隨著與儲能價值相匹配的電力市場機制的建立和完善，新能源配儲政策所帶來的問題會逐步得到解決。
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