新能源項目是否必須配備儲能項目？

在5月11日的“510中國品牌日*能源產業品牌宣傳周”會議上，國家發改委能源研究所可再生能源中心副研究員劉堅表示，新能源配儲政策對地區具有一定的指導意義，但不能“一刀切”。另外，根據公開資料和業內受訪者向第一財經記者介紹，從2021年至今，業內人士在多種場合建議停止新能源強制配儲措施。

國家能源局則在4月26日的全國可再生能源開發建設形勢分析視頻會上指出，大型風電光伏基地配套電化學儲能調峰設施建設進度較慢。要進一步壓實責任，明確整改時限，確保大基地按期建成并網。

從2017年開始，多地將配套儲能作為新建新能源發電項目的前置條件，即“新能源+新型儲能”模式，行業俗稱“新能源配儲”。這一模式與強制要求在實踐過程中卻爭議不斷，以致部分項目在推進中步履蹣跚。

市場爆發與爭議

新能源強制配置新型儲能始于2017年。

這一年，全國新能源大省青海省印發《2017年度風電開發建設方案》，要求列入規劃年度開發的風電項目按照規模的10%配套建設儲電裝置。此舉當時普遍被認為是“開創了可再生能源發展的新方向”。

新能源配儲能初衷是為了提高整個電力系統調節的能力，促進新能源消納，最大限度降低棄風棄光。

數據顯示，新型儲能中90%為電化學儲能。根據中國電力企業聯合會在3月發布的《2022年度電化學儲能電站行業統計數據》（下稱《統計數據》），截至2022年底，已投運的電化學儲能電站累計裝機主要分布在電源側（即新能源電源側），總能量680萬千瓦時、占比48.40%，其次為電網側（38.72%）和用戶側(12.88%）。

在政策的刺激下，新型儲能市場開始爆發。

根據國家發改委、國家能源局2021年7月發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機規模達3000萬千瓦以上；到2030年，實現新型儲能全面市場化發展。第一財經記者根據官方資料梳理發現，截至目前，全國各地規劃的新型儲能發展目標合計已超過6000萬千瓦。

2022年，全國新型儲能新增投運730萬千瓦，同比增長近2倍，這也是中國首次超越美國成為了全球第一。截至2022年底，新型儲能累計裝機規模首次突破1000萬千瓦。根據CNESA全球儲能項目庫預測，到2030年，中國新型儲能總投資規模將近9000億元。

行業蓬勃發展的同時，關于儲能項目配備的爭議也隨之而起。

從2017年青海首提風電項目強制配套建設規模10%的儲能，到2020年全國多地執行新能源強制配置一定比例儲能的政策以來，截至目前，全國已有近30個省份出臺“十四五”新型儲能規劃或新能源配儲文件，新建新能源項目配儲比例一般為10%及以上，個別達到20%。

這種強制要求被業內稱為“一刀切”。

2022年12月，由中國電力企業聯合會（下稱“中電聯”）、能源央企等單位四名相關負責人聯合撰寫的《中國電力新能源配儲能的現狀、挑戰及發展建議》（下稱“《建議》一文”）指出，“多地采取‘一刀切’式的配置標準，部分地區將配儲能作為新能源建設的前置條件。”該文是中電聯對國內電網公司、發電集團等單位所屬的新型儲能進行專項調研后寫成的。

第一財經記者根據官方資料梳理時發現，貴州、河南等部分省份在相關征求意見稿中提出了“對新建未配儲能的新能源項目，暫不考慮并網”、“未投運儲能，電網不得調度及收購其電力電量”等要求。

“能拖就拖”

“如果沒有強制要求，包括我們在內，很多企業是不會（在新能源項目中）主動配儲的。”某電力央企旗下新能源公司一名高管在接受第一財經記者采訪時說。其中，一個重要原因，是新能源配儲后實際利用率低下。

上述《統計數據》顯示，電源側儲能中新能源配儲運行情況遠低于火電配儲，平均運行系數0.06（日均運行小時1.44h、年運行小時525h），平均日利用指數17%。

據前述《建議》一文介紹，從儲能運行策略看，新能源配儲棄電期間一天至多“一充一放”運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調用、甚至基本不調用的情況。這意味著，新能源配儲并沒有如預期協助風、光消納，部分儲能設施淪為擺設，反而因高昂投資成本，成為新能源發電企業的經濟負擔和沉沒資產。從實際情況看，大部分儲能項目的盈利水平不高。

來自畢馬威的統計數據顯示，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，初始投資將增加8%～10%；風電場配建同樣容量的儲能項目，初始投資成本將增加15%～20%，內部收益率降低0.5%～2%不等。

“我們在西北的一個光伏項目，按照當地要求配置了儲能電站，但我們的目的僅僅就是為了順利實現并網發電。”前述某電力央企旗下新能源公司的高管介紹，這相當于配置儲能是新能源項目實現并網發電的“路條”，“新能源企業配置儲能，往往選擇能拖就拖。”該人士還補充說，甚至“還出現了（儲能電池）以次充好的現象”。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強則向第一財經記者表示，目前儲能投資成本較高。如果配儲能成本大于收到的電價，企業一般是不會選擇布局儲能的。他認為，強制配套只能緩解部分消納問題，而無法從根本解決問題。

《建議》一文則稱，由于建設單位為了搶占資源，更關注項目能否通過并網驗收，配建儲能的應用效果放在其次，儲能裝置質量參差不齊、管理使用模式也千差萬別，再疊加調用次數少，造成儲能利用率低、經濟性差。而在高成本壓力下，部分項目選擇了性能較差、投資成本較低的儲能產品，增加了安全隱患。

中電聯披露的一則數據顯示，2022年1-8月，全國電化學儲能項目非計劃停機達到329次。

靈活性

有業內受訪者向第一財經記者表示，業內關于新能源配儲不能簡單‘一刀切’，應停止強制措施的呼聲，已經引起了能源主管部門的關注。

來自國家能源局官網的一則消息也似乎從側面印證了上述說法。4月24日，國家能源局綜合司就《關于加強新型電力系統穩定工作的指導意見（征求意見稿）》公開征求意見，其中提到“科學安排儲能建設”，“按需建設儲能”，“根據電力系統需求，統籌各類調節資源建設，因地制宜推動各類型、多元化儲能科學配置”等關鍵內容。

“這個提法，可以說是對各地強制要求新能源發電項目配儲的一種糾編。”原國家能源局一名退休官員在接受第一財經記者采訪時說。

不過，4月26日，國家能源局又在全國可再生能源開發建設形勢分析視頻會上指出大型風電光伏基地配儲建設進度較慢的問題，并要求進一步壓實責任，明確整改時限，確保大基地按期建成并網。

在如此相近的時間內，針對新能源備儲出現兩種差別較大的表態，這可能表示政策的要求也并非完全是大家認為的“一刀切”。

事實上，一些地方也采取了較為靈活的政策。

中國光伏行業協會理事、廣東五星太陽能股份有限公司市場總監胡鄂生在接受第一財經記者采訪時說，廣東某地在去年出臺一則新能源配儲政策前，本打算要求新能源企業配儲，但考慮到這會影響到企業的投資積極性，最后在政策征求階段時將“要求”改成了“鼓勵”。“這有利于新能源的進一步發展。”他說。

4月13日，國家發改委價格成本調查中心發布《完善儲能成本補償機制助力構建以新能源為主體的新型電力系統》的文章指出：“新型儲能技術仍處于商業化和規模化發展初期，相關的電價政策和市場機制還不夠完善，存在成本疏導不暢、有效利用率不高、社會主動投資意愿較低等問題……亟待完善儲能政策頂層設計。”

作者：林春挺 來源：第一財經 責任編輯：jianping