业内苦“新能源强制配储”久矣。
“强制投资配套、强制储能配比、用地困难等老问题仍然困扰着行业发展。”3月21日，中国光伏行业协会名誉理事长王勃华在阳光电源“PAT2024 先进技术研讨会”上表示。
王勃华提到的“强制储能配比”，即光伏电站按容量以某一比例配置新型储能作为消纳支撑的措施。自2017年青海省要求列入规划年度开发的风电项目按照规模10%配套建设储电装置以来，至今共有20多个省市自治区发布了新能源配建储能相关政策。
新能源强制配储被业内诟病许久，“一刀切”式将新能源企业和储能企业“拉郎配”造成大量资源浪费。叫停“新能源强制配储”呼声强烈，但该政策不但没有暂停，反而愈演愈烈，这究竟是无奈之举还是另有隐情?
“政策变味，强配愈演愈烈”
随着新能源装机规模不断加大尤其是沙戈荒大型风电光伏基地项目集中建设，源、网侧对调节能力的需求愈发旺盛。
2021年8月，国家发改委、国家能源局发布《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》，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。
然而，政策逐渐开始“变味”，“鼓励”变成了“强制”，各地出台的政策与此大同小异，换言之，强制意味着不配储不可以并网。
能联社注意到，在2021年各地出台的文件中，光伏配储的比例大多在10%左右，连续储能时长为2小时，且要求配储的多为大型集中式电站。然而，新能源强制配储之势愈演愈烈，从集中式光伏蔓延至分布式光伏。
以河南省为例，河南省发改委2023年11月发布的《关于促进分布式光伏发电健康可持续发展的通知》指出，通过配置储能提升承载力的，一般黄色区域不低于项目装机容量15%、2小时，红色区域不低于项目装机容量20%、2小时。
据能联社了解，目前各省储能配置比例在5%—40%之间，时长在1—4小时。部分省市，例如山东、安徽等开始以储能配置比例作为新能源项目竞争性配置的评选标准，导致部分项目储能配置比例达到了50%—100%；新疆、内蒙等地也开始要求4小时储能配置，强制配储占电源侧储能比重超过80%。
“两败俱伤，‘一刀切’后遗症渐显”
政策的初衷是利用新型储能平抑新能源的间歇性、波动性和随机性，提升电网消纳新能源的能力。然而，事与愿违，新能源配储的技术链条说得通，经济链条却不成立，“一刀切”式的配置要求，导致强配储能超出当地电力系统的实际需求，造成储能利用率不高、调度可靠性差等问题，新能源和储能两败俱伤。
对储能企业而言，共享、独立储能电站的盈利渠道受限，经济性不佳。
发电企业大基地某运营商告诉能联社：“由于储能系统本身并不产生电量，主要依赖于与新能源的打包，作为新能源的一部分来运营，并且充放的度电成本高于新能源发电成本，用储能系统来解决弃风弃光的问题经济性差。”
“该政策实质上是强制新能源企业承担储能建设成本，损害了新能源企业自由选择站内配储、租赁储能、购买辅助服务的权力，对新能源企业的经营造成较大负担。同时，配储后的新能源企业，由于没有充分利用配建的储能设施或租赁的储能设施不为其直接调节，在支付系统调节费用时并没有获得直接的优惠，新能源企业投资储能的回报率非常低。”上述运营商说。
根据中电联调研结果，新能源配储运行策略相差较大。大部分调研储能电站采用限电时段一充一放运行策略，接入省调并按照调度指令及调峰系统的储能装置运行时间较长，同时个别项目存在仅部分储能单元被调用、每月平均充放2次、甚至存在基本不调用情况。2022年一季度，新能源配储等效利用系数仅为6.1%。
以山东省为例，受强制政策影响，新能源租赁电化学储能容量的同时要声明放弃所租赁电化学储能容量参与市场获得的收益。“2022年3—12月期间，山东独立电化学储能电站参与电力市场交易的月度收益约为160万元/场站、月度容量补偿费用约为60万元/场站，相比动辄几十亿元的建设成本来说微不足道。”山东省某光伏电站负责人告诉能联社。
对光伏而言，王勃华提到，实际运行中，大部分光伏电站所配置的储能系统被电网调度情况较少，难以获得相关收益。据企业测算，按照100MW项目配置10%/2h储能系统的要求，电站端成本将增加不少于0.3元/瓦，在此基础上，每增加10%的储能比例，电站成本将增加约0.3元/瓦。
国家发改委价格监测中心相关工作人员表示，调度部门青睐规模大的抽水蓄能，“嫌弃”其它新型储能规模小、“不愿调”，导致存在“备而不建、建而不用”问题，一些企业斥巨资投建而处于产能闲置状态。
“市场为要，警惕投资‘房地产化’”
业内叫停呼声强烈，为何新能源配储不见暂停？
上述运营商告诉能联社，新能源消纳率是压在地方政府头上的“一座大山”。2018年末，国家发改委、国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018—2020）》，定下了2020年平均风电、光伏发电、水能利用率95％的目标。即使该文件已经过期，95%仍作为当前新能源利用率考核的隐形标准线。
储能企业投资商李某表示：“新能源装机增速这么迅猛，要想全额消纳实在‘亚历山大’，而一味追求高消纳率得不偿失、难以为继。片面追求百分之百消纳，将极大提高系统的备用成本，限制电力系统可承载的新能源规模，反而制约了新能源发展。但是考核目标在前，地方政府不得不‘咬牙’遵守。”
多重因素叠加，部分安全责任和经济压力被转嫁给了发电企业。而大力发展新能源和储能也被发电企业视为拉动投资的“摇钱树”，新能源和储能有望替代地产成地方财政重要来源，逐渐“房地产化”。
上述运营商进一步透露：“房地产开发的实质是土地资源开发的价值变现。然而，房地产市场与土地市场的萎缩对地方政府的财政来源形成了巨大的打击。在地方财政吃紧的状态下，为了推动经济持续回暖，近两年多地掀起‘大抓项目、抓大项目’的热潮，政府拿出土地拉动能源投资成为其招商引资的重要筹码，以产业换项目，已经成为很多地方摆在台面上的硬性要求。”
多名受访人士指出，应从国家层面取消新能源配套储能政策，明确新能源配建储能不得作为并网运行的前置条件。新能源可以根据自身经营需要，选择配建储能、租赁储能还是在现货市场购买平衡服务，避免不合理的市场干预，保障储能和新能源的合理收益。总之，新能源和储能的开发应避免不考虑经济性地大干快上、盲目跟风、扎堆立项，要借助“市场的手”寻找答案，既合理考虑能源转型节奏，同时社会经济的承载能力要和能源转型的进程相匹配。
