新能源强制配储“解绑”（上）：从被动到主动

数字储能网：

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大型储能受创

2021年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《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），鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式增加可再生能源发电装机并网规模。此后，各地能源部门将配储作为新能源项目并网的前提条件，允许以自建、合建、租赁新型储能容量等模式满足配储要求，并对配储时长、容量作出规定。

过去三年，政策性强制配储在争议中推行。在新能源配建储能规模迅速扩大的同时，由于新能源未全电量参与电力市场交易、缺乏价格信号引导，配建储能设备质量参差不齐、建而不用、成本回收难等问题逐渐显现。2023年以来，山东、内蒙古、宁夏等多地提出配建储能可转为独立储能，引导企业投建、租赁独立共享储能，并赋予独立储能参与电力市场交易的身份，积极解决储能分散调用难、收益模式匮乏等难题。近两年，新型储能电站呈现集中式、大型化趋势，2024年，江苏、河北、山东等储能装机增量大省均以新增独立储能为主。

受访人士普遍提出，短期内，136号文对推动行业重新审视新型储能的市场定位具有里程碑意义，行业将经历“阵痛期”。国家电投集团综合智慧能源有限公司资深经理杨洋表示，新能源全面进入市场交易后，不论是存量项目还是增量项目，都会结合新的市场机制考虑是否配储，“这需要在各地新能源入市实施细则出台后，‘让子弹飞一会儿’”。

136号文对新增独立储能的挑战最大。目前，存量独立储能项目已基本形成“容量租赁费+电力市场收益”的盈利模型，前者一般占收益的近六成。增量新能源项目配储“解绑”后，增量独立储能容量租赁需求消失，单纯靠电力市场收益可能难以为继。

《2024广东电力市场年度报告》显示，在2024年广东电力现货市场中，参与调频市场和电能量市场的独立储能在电能量市场中充放电电量分别为5.0亿千瓦时和4.4亿千瓦时，充放电均价分别为319.1厘/千瓦时和313.7厘/千瓦时，合计结算电费为-2138.5万元。熟悉电力市场的储能从业人员表示，当前，广东现货市场价差不够大，且独立储能电站在现货市场部分高价时段被电网调度以调节系统，充放电价格有时存在倒挂现象，导致独立储能盈利少甚至亏损。

136号文提出适当放宽现货市场价格上下限。这意味着现货价差将扩大，进入现货市场的电能量比例可能提高，现货价格将更贴近实际供需情况，利好储能参与市场交易。

对此，有从业人员持保守意见。某光伏大省发电从业人员提到，当前，其所在省份电力供应相对充裕，在无风无光时段，现货价格上涨乏力，提高价格上限的作用可能有限。此外，在136号文“新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核”的要求下，新能源可能会主动弃电，电价未必会触及下限。他表示：“独立储能在现货市场中的收入会增加，但可能没有预想的那么多，难以弥补容量租赁费的缺口。”

多位受访人士建议，各地对新能源项目的配储要求进行新老划段，此前已签约租赁储能容量的项目依旧按合同执行，保障存量独立储能项目的基本收益。

有观点称，在新能源发展过程中，强制配储是一个阶段性的次优选项。受访人士普遍认为，136号文将推动新型储能行业进入由市场自主选择配置、产生真实需求的阶段，行业将朝着更加理性健康的方向发展。

02

重新评估储能需求

熟悉电价政策的从业人员时分表示，发展新型储能的初心是提高新能源消纳率，但近年出现新能源消纳率高新型储能利用率较低的现象，需要反思储能发挥的作用。

他提出，现阶段，源网荷侧仍有很大的调节潜力，包括核电、水电、外电等仍未全面入市，输配电价分时浮动的作用未充分释放，居民用户分时电价政策有待全面铺开等。“新型储能成本相对较高、有效容量较低，其应该是穷尽其他调节能力之后的选择。”他表示，在新的发展阶段，须重新评估新能源对新型储能的实际需求。

杨洋则认为，从过去一年的中标结果看，新型电化学储能成本已经很低，甚至已经达到机构预测的2050年的价格。“在提供系统调节容量的技术路线中，电化学储能已经算得上是‘物美价廉’的选择，且成本还有继续下降的空间。”部分省区为储能电站提供顶峰补贴、放电量补偿的做法，也体现了政策制定者正逐渐改变储能“贵”的看法。

受访人士普遍提到，136号文的重要作用之一是激发新能源参与电力系统调节的主动性。时分表示：“在电力市场中，新能源不调节就会损失利益。在配储不是唯一必选项和新能源利用率要求降低到90%的情况下，发电企业会从成本最小化的角度，考虑选择弃风弃光还是配建储能。

中国人民大学应用经济学院助理教授郑㼆认为，新能源全面入市后，发电企业会自主决策是否配储、配储比例和充放电行为，储能产品将在市场竞争中优胜劣汰。发电企业欢迎“解绑”配储是毋庸置疑的，短期内新型储能装机增量可能会降低，但从长远看，新能源主动配储的需求将会被激发。

他提到，当前，新能源参与电力市场的偏差考核仍较为宽松，未来一旦要和火电在电力市场特别是中长期和日前市场“同台竞技”并执行同样的考核标准，新能源将面临巨大考验。为减少缴纳辅助服务费用，提高发电稳定性和可调度性，实现市场收益最大化，新能源会主动选择配储。“现阶段，新能源发电企业可能还有点‘蒙’，没反应过来要怎么做。未来新能源把自己变成‘可调电力’的需求会愈发迫切，配储也会成为重要选项。”

03

关注光储联合入市

受访人员普遍认为，在新形势下，独立储能已缺乏生命力，储能行业的发展方向将转向发电侧和用户侧。新能源+储能联合参与市场的模式也被业界所关注。

光伏+储能是美国加州等光伏密集区域的主流模式。杨洋表示，随着光伏穿透率提高，光储联合参与市场是必然的选择。

前述光伏大省发电从业人员表示：“新能源全面入市后，其波动性造成的市场风险需要项目自身平衡对冲，新型储能就有发挥作用的空间。”他提到，若各地现货价格进一步下调，在午间光伏大发、现货价格下探甚至出现负值时，储能将吸收光伏发电、减少弃电，项目的配储效果将较为明显。业内也正在研究分散式风电配储等技术路线。

实际上，国内已有新能源联合储能参与市场的实践。根据2024年4月出台的《山东电力市场规则（试行）》，新能源场站（含配建储能）按自愿原则选择参与中长期电能量市场，以场站为单位报量报价参与现货市场。本刊记者了解到，此前，山东配建储能的新能源类型主要是光伏，光储联合参与市场要求全电量入市，发电企业热情不高，倾向于获取核定的上网电价。

时分则认为，在考虑是否配储时，新能源企业会算经济账。

风电曲线能够捕捉到高电价时段，市场综合价格可以覆盖成本，配储成本较高，不配储可能是更经济的选择。时分举例称，风电若在午间大发，可以在现货市场报高价不中标，通过价格信号解决午间风电消纳问题。

“对光伏而言，配储也不是唯一的选择。”他解释道，部分负电价开始出现、持续时长较短的省份，储能充放电也会产生约20%的损耗，压缩空气的损耗则达到40%，投资配储的必要性不强，可以通过合理弃电解决午间消纳问题。此外，新增项目的光伏板可以朝东西向竖立双面安装，实现“发电跟着电价走”，即早晚多发电、午间少发电。“在考虑配储时，新能源企业一定会对比配储成本是否比其他调节手段低。”

前述光伏大省发电从业人员也提到，除了储能成本较高之外，当前储能技术不过硬也是储能发展的一大问题。目前，储能系统中的能量管理系统（EMS）较为简单，源网侧储能按照电网的调度指令充放电，用户侧储能则是定好价格、根据市场价格充放电。“若新能源联合储能参与市场，需要制定双方耦合的策略，让EMS根据策略充放电，目前的储能技术尚无法满足如此丰富灵活的需求。”

注：本文为《南方能源观察》封面文章《新能源强制配储“松绑”》的上半篇

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