新能源强制配储的能与不能

(资料图)

新能源配置的储能利用率偏低，把强制配储政策推到了风口浪尖。

2023年3月，中国电力企业联合会发布的《2022年度电化学储能电站行业统计数据》（下称《统计数据》）显示，电源侧储能中新能源配储运行情况远低于火电配储，平均运行系数0.06，平均日利用指数17%。而用户侧储能平均运行系数为0.32，平均日利用指数37%；电网侧储能平均运行系数0.13，日利用指数32%。

从2017年青海首提风电项目强制配套建设规模10%的储能，到2020年全国多地执行新能源强制配置一定比例储能的政策以来，截至2023年初，已有近30个省份出台“十四五”新型储能规划或新能源配储文件，新建新能源项目配储几乎成为“标配”。

据笔者了解，有尚未要求新能源配储的省区，配储的征求意见稿发布后迟迟没有发布正式文稿，一方面考虑到配储效果不一定达到预期，另一方面出于招商引资的考虑，新能源企业和储能企业是“手心手背”的关系，仍在犹豫当中。

新能源强制配储政策的初衷是提升新能源利用率，最大限度降低弃风弃光，在风光大规模发展的总体方向下，要求新能源承担系统平衡责任，附带的“红利”则是作为新型调节资源的储能在数量上突飞猛进，拉动了产业链的整体发展。此外，强制配储政策还能在一定程度上抑制部分地区的新能源投资过热现象。

《统计数据》显示，2022年，全国新增投运电化学储能电站194座、总功率3.68GW、总能量7.86GWh，占已投运电站总能量的60.16%、同比增长175.81%。其中，已投运的电化学储能电站累计装机主要分布在电源侧，总能量6.80GWh、占比48.40%。

此前有相关专家指出，为压降成本，新能源配置储能追求低价而非高质，导致可用率不高，部分电站沦为沉没成本，长远来看，并不利于大规模新能源发展下电力系统的安全稳定运行。

当前新建新能源项目绝大多数不再享受政府补贴，部分省区新能源已进入电力现货市场参与竞争，从以往的固定收入模式转变为浮动收益模式，配储“负担”也因此变得更加沉重。随着电力市场的不断完善，新能源在市场中承担系统平衡责任是大势所趋。理想状态下，市场将推动新能源项目优胜劣汰，而要求配置固定比例储能“只管底线”，难以起到提升新能源项目质量和运营水平的作用。

但在电力市场机制尚未适应大规模新能源的情况下，若取消新能源强配储能，一方面可能增加新能源消纳压力，另一方面，对于储能来说，与新能源“解绑”短期内会在一定程度上冲击行业目前的规模化发展态势。随着新能源装机规模不断扩大，电力系统并不是不需要储能等灵活性调节资源，而是“眼看着就快不够用了”。

业内人士提出了一些优化办法，包括由新能源场站考虑自身投资回报，自主建设调配储能，电网根据需求，对新能源场站的输出功率、功率预测、一次调频等指标进行整体考核；扩大独立储能规模，加快明确其独立市场地位，丰富交易品种等。而相比现在由新能源直接支付配储成本，将新能源和储能都纳入市场竞争，并有效发挥其作用，最终仍会体现在终端电价上；与此同时，无论对新能源还是储能来说，市场竞争的不确定性都将变大，投资门槛相应提高。对于中央和地方的政策设计者来说，如何平衡产业发展与能源系统承受能力，始终是个长期课题。

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