從鼓勵引導到不建受罰，新能源配儲比例、時長呈現不斷走高趨勢。

業內呼吁已久的“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。

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今年以來，河南、山東、廣東等地陸續發文加快新型儲能發展，要求嚴格按照開發方案中承諾的儲能配比配置儲能設施，如未投運，電網不得調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模的2倍停運其并網發電容量。

縱觀新能源配儲政策發展，由最初的鼓勵引導到成為并網標配，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，呈現逐步走高態勢。業內多次呼吁，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《關于加快新型儲能發展的實施意見》，要求2021年及以后河南省年度風光開發方案中的新能源項目，要嚴格按照開發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，電網不得調度和收購其電力電量。

無獨有偶。6月7日，廣東省能源局印發了《關于新能源發電項目配置儲能有關事項的通知》，要求未按要求配置儲能的新能源發電項目，電網公司原則上不予調度，不收購其電力電量。3月8日，國家能源局山東監管辦公室發布關于征求《山東省電力并網運行管理實施細則(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模的2倍停運其并網發電容量，直至滿足接入批復方案要求為止。

隨著新能源規模越來越大，其隨機性、波動性、間歇性的特點給電網安全運行和電力可靠供應帶來巨大挑戰，迫切需要通過儲能設施提升調節能力、保障安全。基于此，各地不斷加大儲能發展力度，乃至上調新型儲能裝機目標。河南省提出，到2025年，新型儲能規模達到500萬千瓦以上，力爭達到600萬千瓦。這一目標較去年8月河南省發布的《“十四五”新型儲能實施方案的通知》中“力爭并網規模達到 220 萬千瓦”的目標提升超一倍。

強制配儲是我國當前儲能發展的重要驅動力。《中國能源報》記者注意到，自2017年以來，有超過20個省市陸續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。

“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。”業內人士稱。

多重因素驅動的綜合結果

那么，有哪些因素推高了新能源配儲比例？

“當前，儲能商業模式還不成熟，去年電池價格較高，儲能項目存在規劃多落地少、備案不建設或建而不用等問題。”中關村儲能產業技術聯盟秘書長劉為向《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，為電力系統提供容量支撐及一定頂峰能力。

“雖然我國各省市的電源結構和負荷特性差異較大，但隨著新能源并網規模的快速增長，各省市的調峰缺口呈現的規律基本相似，即時間尺度上由1—2小時向3—4小時、甚至4—5小時擴展，平衡上由單季節短時性電力平衡問題逐步向多季節性、多日持續性電力電量緊平衡問題發展。”華北電力大學教授鄭華進一步向《中國能源報》記者指出，新能源和儲能產業向好趨勢明確，加上儲能產業賽道的多元化和國企央企等對新能源指標的剛性需求，用資源換產業自然成為地方抓經濟的“重點舉措”。

當前，我國多地開啟儲能反配新能源模式，即以儲能規模拿新能源項目指標。“新能源項目配建一定規模的儲能，是維護電力系統穩定、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門檻，要求開發商有實力，理性開發，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，更談不上優雅。”

當前，配建儲能的成本仍主要由發電側承擔，提高配儲比例，無疑加重了新能源發電企業的負擔，且易滋生低質量儲能電站泛濫、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EPC成本在1500元/kWh左右，4小時系統成本在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的非獨立儲能規模在 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”會對儲能產業造成傷害。要讓“真”市場來發現“真”需求，放下“計劃”的手，讓“市場”發揮作用和價值。

在汝會通看來，新能源配儲的關鍵不在于時長、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貨市場，發揮配建儲能和新能源電站的整體聯動作用，實現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’就轉變為明天的‘我要配儲’。”

劉為認為，儲能產業已經進入政策和市場雙輪驅動階段，需要平衡產業發展和電力系統承受能力。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。