飽受爭議的“新能源配儲”，如今走到哪兒了？
【谷騰環保網訊】12月初，四川發布《關于加快推動新型儲能項目建設的通知（征求意見稿）》，提到“獨立開發的新能源項目按要求配儲，鼓勵其他新能源項目合理配儲”。
其中，備案的新能源項目裝機容量不高于10萬千瓦（以單個項目計），原則上通過租賃方式配置新型儲能，租賃協議不短于3年。該條內容引起了小盒子的特別注意。
也就是說不高于100MW的新能源項目都得配儲。
其實，近年來隨著新能源的快速發展，“新能源配儲”的確為儲能市場帶來了繁榮，今年關于配儲政策的力度更是加強了不少。但是，其也被業內詬病了許久。一方面，儲能對新能源消納的價值并未得到有效驗證；另一方面，事實上“一刀切”將新能源企業和儲能企業“拉郎配”造成了大量資源浪費，許多儲能項目成擺設。
一邊喊著取消“新能源配儲”，一邊政策頻頻出，飽受爭議下，“新能源配儲”又該何去何從？
配儲趨勢持續增強
盡管新能源配儲一直爭議不斷，但自2021年以來，源自新能源配儲的需求一直是中國儲能產業發展的強勁動力。
據統計，僅2023年，全國有28個省市自治區及新疆生產建設兵團提出了明確的新能源配儲比例要求。按照新能源裝機規模的10-25%，配置持續放電時長為2-4小時的儲能系統，似乎成為業內默認法則。值得注意的是，在一些新能源資源豐富的地區，如河南、山東等地，配儲比例甚至超過了40%。
新能源配儲的要求同時也直接反映在實際項目的落地情況上。2023年，我國新增并網裝機49.14GWh，其中44%的裝機量來自于新能源配儲的貢獻。
進入2024年，新能源配儲的發展勢頭有增無減。上半年，我國已投運的新型儲能項目累計裝機達到了4444萬千瓦/9906萬千瓦時，其中新能源配儲、獨立儲能、共享儲能裝機合計占比高達88.1%。多個省份已發布了大量的風光指標，累計配儲規模也在不斷擴大。
此外，國務院印發的《2024—2025年節能降碳行動方案》也明確提出，在保證經濟性的前提下，資源條件較好地區的新能源利用率可降低至90%，這意味著新能源95%的消納紅線有望放開，將進一步推動新能源配儲規模的擴大。
“配”到“強配”的愈演愈烈
2024年配儲要求其實是趨嚴的。
據中電聯報告，2024年多地提升儲能配置要求。目前各省配置比例5%-40%，時長1-4小時。山東、安徽以儲能配置比例評選新能源項目，部分項目達50%-100%。新疆、內蒙古要求4小時配置，強制配儲占電源側比重超80%。
2021年8月，國家發改委與國家能源局聯合發布《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，初衷是鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰儲能設施，以增加其并網規模。
然而，這一政策后來逐漸演變為“強制”要求，即發電企業若未配備相應的調峰儲能能力，將無法實現并網。
今年4月起，國家能源局推動“千鄉萬村馭風行動”，旨在大力發展鄉村風電。截至目前，已有12個省區響應并發布相關文件，其中甘肅、河北、廣東、湖北等省明確提出了風電開發配儲的硬性要求，如湖北要求按20%比例、2小時時長配儲。河南等省市則隱性地提出配儲要求，支持開展整村開發類源網荷儲一體化項目的行政村納入試點。
部分未推出總體方案的省區，其下屬縣級單位在推進“馭風行動”時也對風電開發配儲有明顯傾斜，如山東淄博高青縣鼓勵配置儲能設施，其中提出配建儲能的，儲能應與風電項目同步規劃、同步建設、同步投運，未按承諾建成儲能設施的，風電原則上不予并網。
今年9月，青海電力市場管委會在《青海省新型儲能參與電力市場交易方案》征求意見稿中明確，新建新能源項目應配建儲能容量原則上不低于新能源項目裝機容量的15%，充放電時長不低于2小時。
該方案同時對不符合要求的項目在并網環節設置了“懲罰系數”：未按期、足額配儲的新能源項目自并網之日起，對其輔助服務費用分攤設置3倍懲罰系數，同時在存在棄風棄光情況時“優先承擔發電受限影響”。
所有政策都在指向一個事實——新能源配儲政策愈發嚴格。
分布式配儲需求迫切
一般強制配儲的政策只存在于大型集中式光伏發電站上，如今，隨著分布式光伏成為新增裝機主力，同樣的配儲要求也正發生在其身上。
據行業研究顯示，新能源發電量占比一旦超過10%，將對電網平衡構成顯著挑戰。隨著分布式光伏的普及率不斷攀升，電力消納問題日益嚴峻，多個地區的分布式光伏裝機容量已接近飽和，部分區域甚至已無額外容量可供開放。
關于分布式光伏配儲的爭議持續存在，但仍有部分地區全面推進其應用，從鼓勵到強制不等。近年來，分布式光伏的爆發式增長與電網承載能力的不足，使得配儲成為應對挑戰的必要措施。
早在2021年5月，國家能源局發布《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》，鼓勵有條件的戶用光伏項目在確保安全的前提下配備儲能。
河北、河南、江西等地相繼出臺政策，要求分布式光伏承載力為紅色、黃色區域的項目配置一定比例儲能裝置，以提高電網承載力，拓寬消納空間，確保電力系統穩定運行。
安徽省發改委近期發布的《2024年工作要點》明確提出，將實施分布式光伏配儲工程（試點），并擴大新型儲能電站裝機規模。這一政策的推出，為分布式光伏配儲的進一步推廣和應用注入了新的動力。綜合來看，在電網承載能力有限時，配儲日漸成為各地區分布式開發的必要條件。
配儲遺留問題的重演
其實，政策的初衷旨在通過新型儲能技術，有效應對新能源發電的間歇性、波動性和隨機性挑戰，進而增強電網對新能源的吸納與整合能力。
然而，理想與現實之間的鴻溝卻令人警醒：盡管技術層面上，新能源與儲能的結合看似前景廣闊，但在經濟實踐的土壤中，這一組合卻步履維艱。
首先面臨的第一個問題，新能源配儲是為了提前布局未來可能面臨的消納問題。那么，儲能對于這些地區的消納貢獻到底幾何？
以風電為例，根據全國新能源消納監測預警中心在10月31日發布的數據，今年1—9月份，甘肅的棄風率已經達到了6.8%。
定西市發布的電力發展規劃更是預警，“十四五”后期至“十五五”期間，隨著風電、光伏裝機快速增長，其新能源利用率將大幅下滑，2025年預計僅為67.91%，2030年更將降至54.90%。尤為值得注意的是，當前主流的電化學儲能方式，在解決消納難題上的作用更是備受質疑。
其次第二個問題，大比例配儲之后，這些儲能真的能“物盡其用”嗎？帶來的經濟效益能維持平衡嗎？
現實的情況是，配儲仍存在建設多、利用率低，甚至建而不用等現象。中電聯最新發布的統計數據顯示，盡管電源側成為儲能建設的重要陣地，新能源配儲裝機占比高達41.05%，但上半年平均利用率指數僅為31%。
“一刀切”的配置策略嚴重脫離了地方電力系統的實際需求，不僅造成儲能設施的閑置與浪費，還影響了調度系統的可靠性。對于儲能企業而言，盈利渠道受限、經濟效益低下已成為制約行業發展的核心痛點。
新能源企業在承擔儲能建設成本的同時，未能獲得相應的經濟回報。儲能系統主要依賴與新能源打包運營，但充放電成本遠高于發電成本，導致解決棄風棄光問題的經濟性不佳。該政策不僅增加了新能源企業的建設成本，還限制了其自由選擇配儲方式、租賃儲能或購買輔助服務的權利，給企業帶來沉重負擔。
此外，新能源企業投資建設的儲能設施利用率低下，未充分參與系統調節，導致投資回報率極低。中電聯調研顯示，新能源配儲運行策略差異大，2022年一季度儲能電站等效利用系數僅為6.1%，大量設施閑置，未能有效發揮作用。這不僅浪費了資源，也影響了新能源產業的健康發展。
然而，儲能的價值無可爭議，新能源配儲也的確在推動儲能產業發展方面發揮了積極作用。如何實現配儲初衷，既促進新能源與儲能產業的協同發展，又減輕大規模新能源并網帶來的系統調節壓力。平衡新能源企業、電網及相關方的利益，確保新能源配儲既能助力產業發展，又能實現經濟可行與社會效益的雙贏，則是行業接下來需要探索的重點。
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