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kadianmobansucaibuduangengxinchaoguo0kuanzuopindengniwan【saomeixianxia，jingyanhongchen】ninkeyizaiyouxizhongtiaozhanchaonenglideBOSShegezhongguaiwu。【hengpingshuping】hengshupingsuiyiqiehuan新(xin)能(neng)源(yuan)強(qiang)制(zhi)配(pei)儲(chu)愈(yu)演(yan)愈烈(lie)：好(hao)經(jing)被(bei)念(nian)歪(wai)，亂(luan)象(xiang)幾(ji)時(shi)休(xiu)？

圖(tu)片(pian)來(lai)源@視(shi)覺(jiao)中(zhong)國(guo)

文(wen)｜華(hua)夏(xia)能源網(wang)

被業(ye)內(nei)詬(gou)病(bing)許(xu)久(jiu)的(de)强制配储，大(da)有(you)愈演愈烈之(zhi)勢(shi)。

华夏能源网註(zhu)意(yi)到(dao)，日(ri)前(qian)，河(he)南(nan)省(sheng)發(fa)布(bu)《關(guan)於(yu)加(jia)快(kuai)新型(xing)储能发展(zhan)的實(shi)施(shi)意見(jian)》，提(ti)出(chu)到2025年(nian)，全(quan)省新型储能規(gui)模(mo)達(da)到500萬(wan)千(qian)瓦(wa)以(yi)上(shang)，力(li)爭(zheng)达到600万千瓦。其(qi)中，新能源項(xiang)目(mu)配套(tao)储能规模达到470万千瓦以上，是(shi)新型储能建(jian)設(she)的主(zhu)體(ti)。

最(zui)顯(xian)眼(yan)並(bing)引(yin)发争議(yi)的是强制配储條(tiao)款(kuan)。《意见》明(ming)確(que)提出，2021年及(ji)以後(hou)風(feng)光(guang)開(kai)发方(fang)案(an)中的新能源项目，要(yao)嚴(yan)格(ge)按(an)照(zhao)承(cheng)諾(nuo)的储能配比(bi)配置(zhi)储能设施，储能设施投(tou)運(yun)时間(jian)應(ying)不(bu)晚(wan)于新能源项目投运时间。如(ru)未(wei)投运，電(dian)网不得(de)調(tiao)度(du)和(he)收(shou)購(gou)其电力电量(liang)。

华夏能源网梳(shu)理(li)各(ge)地(di)政(zheng)策(ce)文件(jian)发現(xian)，包(bao)括(kuo)河南在(zai)内，全国已(yi)有24個(ge)省（市(shi)）发布文件要求(qiu)强制配储。相(xiang)比2021年之前各地區(qu)“自(zi)願(yuan)、鼓(gu)勵(li)配備(bei)”的措(cuo)辭(ci)，现在的强制要求已经“由(you)暗(an)轉(zhuan)明”。本(ben)应是公(gong)用(yong)資(zi)源範(fan)疇(chou)的储能设施，建设責(ze)任(ren)强行(xing)转移(yi)到了(le)企(qi)业肩(jian)膀(pang)上。

中国有句(ju)老(lao)話(hua)叫(jiao)“强扭(niu)的瓜(gua)不甜(tian)”，强制措施雖(sui)然(ran)帶(dai)来了储能设施的快速(su)增(zeng)長(chang)，但(dan)带来的矛(mao)盾(dun)和問(wen)題(ti)也(ye)在壹(yi)天(tian)天滋(zi)长。储能亟(ji)需(xu)破(po)局(ju)，當(dang)强配的储能不再(zai)是負(fu)擔(dan)而(er)是成(cheng)為(wei)新的盈(ying)利(li)點(dian)，配储市場(chang)才(cai)會(hui)走(zou)的健(jian)康(kang)走的长遠(yuan)。

從(cong)鼓励到强制，好经被念歪

上述(shu)河南省《意见》對(dui)新能源项目上网提出配套储能要求，并且(qie)具(ju)有强制或(huo)半(ban)强制性(xing)要求——未配备储能的新能源项目，会因(yin)種(zhong)种原(yuan)因不能并网。這(zhe)就(jiu)是典(dian)型的“强制配储”。

類(lei)似(si)这种强制性配储要求，最先(xian)是由地方政府(fu)发起(qi)的，最早(zao)可(ke)追(zhui)溯(su)至(zhi)2017年。

2017年，青(qing)海(hai)省发改(gai)委(wei)印(yin)发《2017年度风电开发建设方案》，要求列(lie)入(ru)规劃(hua)年度开发的风电项目按照规模的10%配套建设储电裝(zhuang)置。以該(gai)文件的发布为標(biao)誌(zhi)，此(ci)后數(shu)年间各省市紛(fen)纷效(xiao)仿(fang)，开啟(qi)了如火(huo)如荼(tu)的新能源配储潮(chao)。

在国家(jia)層(ceng)面(mian)，对新能源配储是鼓励但不强制的態(tai)度，其标志性文件，是国家发改委、能源局于2021年7月(yue)29日发布的《关于鼓励可再生(sheng)能源发电企业自建或购買(mai)调峰(feng)能力增加并网规模的通(tong)知(zhi)》（发改运行〔2021〕1138號(hao)，下(xia)稱(cheng)“1138号文”）。

“1138号文”指(zhi)出：在电网企业承担风电和太(tai)陽(yang)能发电等(deng)可再生能源保(bao)障(zhang)性并网责任以外(wai)，仍(reng)有投资建设意愿的可再生能源发电企业，鼓励在自愿的前提下自建储能或调峰资源增加并网规模。对按规定(ding)比例(li)要求配建储能或调峰能力的可再生能源发电企业，经电网企业按程(cheng)序(xu)認(ren)定后，可安(an)排(pai)相应装機(ji)并网。

文件還(hai)明确：“为鼓励发电企业市场化(hua)參(can)與(yu)调峰资源建设，超(chao)過(guo)电网企业保障性并网以外的规模初(chu)期(qi)按照功(gong)率(lv)15%的掛(gua)鉤(gou)比例（时长4小(xiao)时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例進(jin)行配建的優(you)先并网。”

兩(liang)部(bu)委的文件，基(ji)本出发点是促(cu)进可再生能源消(xiao)納(na)，主基调是“鼓励”、“自愿”，但是卻(que)实際(ji)上讓(rang)各地方强制配储的做(zuo)法(fa)得到认可。于是，好经被念歪，在地方演變(bian)成了新能源项目不建储能设施就不給(gei)并网。

华夏能源网注意到，在今(jin)年年初，业内有消息(xi)称强配储能问题引起了主管(guan)部門(men)的重(zhong)视，正(zheng)研(yan)究(jiu)叫停(ting)强配储能政策。但截(jie)止(zhi)目前，业界(jie)期待(dai)的叫停不僅(jin)沒(mei)停，还在变本加厲(li)，看(kan)不到变化的希(xi)望(wang)。

在行业内外，强制配储政策遭(zao)到了很(hen)多(duo)人(ren)士(shi)的诟病。

今年两会期间，全国人大代(dai)表(biao)、全国工(gong)商(shang)聯(lian)副(fu)主席(xi)、通威(wei)集(ji)團(tuan)董(dong)事(shi)局主席劉(liu)漢(han)元(yuan)在接(jie)受(shou)記(ji)者(zhe)采(cai)訪(fang)时就指出：储能不应按照傳(chuan)統(tong)电站(zhan)的模式(shi)来建设，比如要求光伏(fu)发电站也强制配套储能设施，“平(ping)衡(heng)电力余(yu)缺(que)应由电网进行优化，由个人或單(dan)个电站来平衡并不科(ke)學(xue)。”

中国化学与物(wu)理电源行业協(xie)会储能应用分(fen)会秘(mi)書(shu)长刘勇(yong)則(ze)表示(shi)：新能源发电側(ce)配置储能的商业模式如何(he)跑(pao)通，是橫(heng)亙(gen)在行业发展路(lu)上的最大難(nan)题。“由于缺乏(fa)合(he)理的调度机制和电價(jia)疏(shu)導(dao)机制，新能源强制配储没有经濟(ji)性。”

不过，强配储能却实实在在的推(tui)動(dong)了储能装机的迅(xun)速增长，这或许也是难以在主管部门层面喊(han)停的重要原因之一。

據(ju)中关村(cun)储能產(chan)业技(ji)術(shu)联盟(meng)统計(ji)数据显示，截至2022年底(di)，我(wo)国已投运电力储能项目累(lei)计装机规模59.8吉(ji)瓦，占(zhan)全球(qiu)市场總(zong)规模的25%，年增长率38%。新型储能繼(ji)續(xu)高(gao)速发展，累计装机规模首(shou)次(ci)突(tu)破10吉瓦，达到13.1吉瓦/27.1吉瓦时。

建而难用，资源浪(lang)費(fei)严重

在各地如火如荼推动储能建设时，强制配储政策造(zao)成的资源浪费问题正愈发严重。

从应用场景(jing)看，发电侧配储，目的是匹(pi)配电力生产和消纳、減(jian)輕(qing)电网壓(ya)力等；另(ling)一大场景在电网侧，用于减少(shao)或延(yan)緩(huan)电网设备投资、缓解(jie)电网阻(zu)塞(sai)，以及为电力系(xi)统提供(gong)调峰调頻(pin)等輔(fu)助(zhu)服(fu)務(wu)。这些(xie)项目功率較(jiao)大，又(you)被称为“大储”，以区別(bie)于戶(hu)用小功率储能。

强制性大规模建设的储能，究竟(jing)发揮(hui)了多大作(zuo)用呢(ne)？

据中电联统计，2022年电源侧的新能源配储平均(jun)运行系数仅为0.06（日均运行1.44小时、年运行525小时）。相比之下，用户侧储能平均运行系数最高，达到0.32（日均运行7.67小时，年运行2800小时）；电源侧储能次之，平均运行系数为0.13（日均运行3.03小时，年运行1106小时）。

新能源配储能利用率整(zheng)体都(dou)很低(di)，这意味(wei)著(zhe)大多数储能设施淪(lun)为了擺(bai)设，是沈(chen)没资产。

在第(di)十(shi)一屆(jie)储能国际峰会暨(ji)展覽(lan)会上，华能集团有发展管理處(chu)副处长田(tian)龍(long)虎(hu)表示，“新能源强配储能带来的问题主要有两方面，一是成本增加，二(er)是资源浪费。”田龙虎还表示，从现有利用系数看，装机规模最大的电源侧储能反(fan)而利用率最低，这不利于整个储能行业的发展，会导致(zhi)出现劣(lie)幣(bi)驅(qu)逐(zhu)良(liang)币的现象。

资源浪费的同(tong)时，强制配储也给企业带来沉重负担。畢(bi)馬(ma)威在3月发布的《新型储能助力能源转型》報(bao)告(gao)也指出，当前新能源企业配储成本主要由企业自身(shen)承担，这给企业带来较大压力。数据显示，一座(zuo)光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，初始(shi)投资將(jiang)增加8%-10%；风电场配建同樣(yang)容(rong)量的储能项目，初始投资成本将增加15%-20%。

以华能山(shan)東(dong)半島(dao)南4号海上风电项目为例，该项目总装机容量301.6兆(zhao)瓦，2021年9月，该项目首批(pi)风电机組(zu)順(shun)利并网。然而，按照可再生能源配储能的要求，2021年6月，华能清(qing)潔(jie)能源技术研究院(yuan)以单价1.663元/瓦时中标储能系统集成，该海上风电项目陸(lu)上集控(kong)中心(xin)配置储能一期规模为15兆瓦/30兆瓦时。这要很大一筆(bi)錢(qian)。

华能清洁能源研究院储能技术部主任刘明義(yi)表示，目前发电集团风、光项目配储能，更(geng)多是为了拿(na)风、光指标，储能实际的经济性貢(gong)獻(xian)几乎(hu)为零(ling)——配了储能后，收益(yi)率普(pu)遍(bian)降(jiang)低1个百(bai)分点以上。“一方面，集团公司(si)每(mei)年有新能源开发规模要求；另一方面，投资收益率也有硬(ying)性指标，一旦(dan)降低很难过審(shen)。这令(ling)我們(men)进退(tui)两难。”

更有意思(si)的是，配储的出发点是促进和幫(bang)助风光新能源消纳，但是现实是，持(chi)续增加短(duan)时储能规模，并不能带来新能源利用率的提升(sheng)。

国网能源院能源戰(zhan)略(lve)与规划研究所(suo)主任工程師(shi)張(zhang)富(fu)强此前表示，在新能源高滲(shen)透(tou)率的情(qing)況(kuang)下，增加日调節(jie)储能对新能源消纳的提升效用将逐漸(jian)减弱(ruo)，新能源利用率将隨(sui)着储能规模增加而趨(qu)于“飽(bao)和”。

张富强以西(xi)北(bei)某(mou)省为例測(ce)算(suan)，假(jia)设该省2025年储能规模由0增加到800万千瓦，这个过程中新能源利用率可以提升3.4个百分点。如果(guo)储能规模再增加1倍(bei)至1600万千瓦，其新能源利用率只(zhi)能提升0.37个百分点。“解決(jue)新能源消纳问题，不能过于依(yi)賴(lai)配建储能，而要遵(zun)循(xun)系统觀(guan)念，发挥多种调节资源促消纳的作用。”张富强称。

配储要盈利，否(fou)则难持续

强配储能造成资源浪费、利用率低的核(he)心，在于商业模式尚(shang)未打(da)通。配储只是为了拿指标，建好之后要麽(me)不用、要么用不了，这成了储能行业的怪(guai)现象。

从新能源开发商们的角(jiao)度出发，他(ta)们希望政策发生转向(xiang)，不再强制配储，或者允(yun)许新能源配储擁(yong)有更多的市场参与模式，进而拓(tuo)寬(kuan)盈利渠(qu)道(dao)，从而收回(hui)成本、解决储能盈利难的问题。

目前新能源配储盈利难、利用率低的原因之一，就是只能服务于单一的新能源场站。一名(ming)国网山西人士指出，目前火电在进行靈(ling)活(huo)性改造；用户侧也在进行灵活性需求響(xiang)应，如通过虛(xu)擬(ni)电廠(chang)进行调节；新能源发电量并不是每天都很大，也不是每天都消纳困(kun)难。新能源配储如果只定位(wei)于给自己(ji)服务，那(na)可能应用的场景、时段(duan)和需求都十分有限(xian)。

破解之道，首先是给储能电站以獨(du)立(li)储能的身份(fen)，除(chu)了能夠(gou)服务于自家场站的新能源消纳，也能够租(zu)賃(lin)出去(qu)以獲(huo)得收益，其他新能源电站如果選(xuan)擇(ze)自己不配储能，可以付(fu)费租赁其储能容量。

华夏能源网注意到，早在2022年6月，国家发改委、能源局下发《关于进一步(bu)推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确“新型储能可作为独立储能参与电力市场”，同时指出：“鼓励配建新型储能与所屬(shu)电源联合参与电力市场。”地方政策随后跟(gen)进。如今年5月河南省发布文件，鼓励探(tan)索(suo)建设区域(yu)性共(gong)享(xiang)的独立储能电站等。

然而，现实是，大批储能电站仍苦(ku)于没有身份，無(wu)法参与市场、获取(qu)收益。用某发电企业内部人士的话来說(shuo)，电源侧储能项目就像(xiang)风电、光伏的附(fu)属品(pin)，不是独立的市场主体，参与不了市场。这就需要創(chuang)造条件，让更多的储能电站拥有身份，成为独立储能主体。

进而言(yan)之，若(ruo)储能电站能够服务于整个电网的需求，其需求空(kong)间无疑(yi)将会得到極(ji)大的拓展。比如，只要储能项目具备独立的控制条件和要求，就可以参与全省调频辅助服务，参与现貨(huo)市场，这样就可以让沉没的资源活起来。

储能电站参与调频服务的市场空间巨(ju)大。以山西省为例，山西新能源装机已达4000万千瓦，一次调频的需求为每天800-1000次，每次调节的裏(li)程需求約(yue)为120 MW。按照现有调频市场报价，若储能能参与一次调频市场，约可获得收益550万元。

而储能参与电力现货交(jiao)易(yi)，还能够額(e)外获得峰谷(gu)电价价差(cha)收益。

以山东省为例，山东的独立储能电站有三(san)部分收益来源：一部分是賺(zhuan)取发电侧峰谷价差；一部分收益来自容量補(bu)償(chang)，山东给予(yu)可调节电源0.0991元/千瓦时的容量补偿费用；第三部分是租赁费用。

以三峽(xia)集团所属三峡能源慶(qing)雲(yun)储能示范项目为例，该项目造价4.4億(yi)元，2022年3月现货市场充(chong)放(fang)电价差套利加上容量补偿费用，月收益在200多万元。增加租赁收益后，月收益有望达到500余万元。

而在没有现货的省份，电源侧、电网侧新型储能收益来源，主要是参与辅助服务市场收入、容量租赁等。决定辅助服务收益的两个核心，分别是价格和利用小时数，但目前辅助服务市场机制极不完(wan)善(shan)。

总体而言，中国的新型储能正处于从商业化初期向规模化发展的关鍵(jian)转換(huan)期，其主要障礙(ai)是需要突破储能经济性问题。要跑通新能源配储的商业模式，实现新能源配储的健康可持续发展，还有很长一段路要走。

这当中极为关键的一環(huan)，是要将各級(ji)政府政策的强制性，与各级参与主体積(ji)极性相結(jie)合。各方有钱赚，就会积极参与；各方不赚钱而又不得不建，就只能积累矛盾与问题。解决这个难题，需要地方政府更需要电网企业和国家主管部门的共同努(nu)力。返(fan)回搜(sou)狐(hu)，查(zha)看更多

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