業(yè)內(nèi)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(xù)發(fā)文加快新型儲能發(fā)展，要求嚴格按照開發(fā)方案中承諾的儲能配比配置儲能設施，如未投運，電網(wǎng)不得調(diào)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(guī)模的2倍停運其并網(wǎng)發(fā)電容量。

　　縱觀新能源配儲政策發(fā)展，由最初的鼓勵引導到成為并網(wǎng)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(xiàn)逐步走高態(tài)勢。業(yè)內(nèi)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(fā)《關(guān)于加快新型儲能發(fā)展的實施意見》，要求2021年及以后河南省年度風光開發(fā)方案中的新能源項目，要嚴格按照開發(fā)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(wǎng)不得調(diào)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(fā)了《關(guān)于新能源發(fā)電項目配置儲能有關(guān)事項的通知》，要求未按要求配置儲能的新能源發(fā)電項目，電網(wǎng)公司原則上不予調(diào)度，不收購其電力電量。3月8日，國家能源局山東監(jiān)管辦公室發(fā)布關(guān)于征求《山東省電力并網(wǎng)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(guī)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(guī)模的2倍停運其并網(wǎng)發(fā)電容量，直至滿足接入批復方案要求為止。

　　隨著新能源規(guī)模越來越大，其隨機性、波動性、間歇性的特點給電網(wǎng)安全運行和電力可靠供應帶來巨大挑戰(zhàn)，迫切需要通過儲能設施提升調(diào)節(jié)能力、保障安全。基于此，各地不斷加大儲能發(fā)展力度，乃至上調(diào)新型儲能裝機目標。河南省提出，到2025年，新型儲能規(guī)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(fā)布的《“十四五”新型儲能實施方案的通知》中“力爭并網(wǎng)規(guī)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(fā)展的重要驅(qū)動力?！吨袊茉磮蟆酚浾咦⒁獾?，自2017年以來，有超過20個省市陸續(xù)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(guī)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(xiàn)。

　　“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(yè)內(nèi)人士稱。

　　多重因素驅(qū)動的綜合結(jié)果

　　那么，有哪些因素推高了新能源配儲比例?

　　“當前，儲能商業(yè)模式還不成熟，去年電池價格較高，儲能項目存在規(guī)劃多落地少、備案不建設或建而不用等問題。”中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)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(tǒng)提供容量支撐及一定頂峰能力。

　　“雖然我國各省市的電源結(jié)構(gòu)和負荷特性差異較大，但隨著新能源并網(wǎng)規(guī)模的快速增長，各省市的調(diào)峰缺口呈現(xiàn)的規(guī)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(jié)短時性電力平衡問題逐步向多季節(jié)性、多日持續(xù)性電力電量緊平衡問題發(fā)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(chǎn)業(yè)向好趨勢明確，加上儲能產(chǎn)業(yè)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(chǎn)業(yè)自然成為地方抓經(jīng)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(guī)模拿新能源項目指標。“新能源項目配建一定規(guī)模的儲能，是維護電力系統(tǒng)穩(wěn)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(fā)門檻，要求開發(fā)商有實力，理性開發(fā)，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(jīng)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(yōu)雅。”

　　當前，配建儲能的成本仍主要由發(fā)電側(cè)承擔，提高配儲比例，無疑加重了新能源發(fā)電企業(yè)的負擔，且易滋生低質(zhì)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(tǒng)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(tǒng)EPC成本在1500元/kWh左右，4小時系統(tǒng)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(chuàng)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(cè)的非獨立儲能規(guī)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(zhí)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(chǎn)業(yè)造成傷害。要讓“真”市場來發(fā)現(xiàn)“真”需求，放下“計劃”的手，讓“市場”發(fā)揮作用和價值。

　　在汝會通看來，新能源配儲的關(guān)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(xiàn)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(xiàn)貨市場，發(fā)揮配建儲能和新能源電站的整體聯(lián)動作用，實現(xiàn)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(zhuǎn)變?yōu)槊魈斓?lsquo;我要配儲’。”

　　劉為認為，儲能產(chǎn)業(yè)已經(jīng)進入政策和市場雙輪驅(qū)動階段，需要平衡產(chǎn)業(yè)發(fā)展和電力系統(tǒng)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。

　　來源：中國能源報 記者 盧奇秀