新能源项目是否必须配备储能项目？

在5月11日的“510中国品牌日·能源产业品牌宣传周”会议上，国家发改委能源研究所可再生能源中心副研究员刘坚表示，新能源配储政策对地区具有一定的指导意义，但不能“一刀切”。另外，根据公开资料和业内受访者向第一财经记者介绍，从2021年至今，业内人士在多种场合建议停止新能源强制配储措施。

国家能源局则在4月26日的全国可再生能源开发建设形势分析视频会上指出，大型风电光伏基地配套电化学储能调峰设施建设进度较慢。要进一步压实责任，明确整改时限，确保大基地按期建成并网。

(资料图片仅供参考)

从2017年开始，多地将配套储能作为新建新能源发电项目的前置条件，即“新能源+新型储能”模式，行业俗称“新能源配储”。这一模式与强制要求在实践过程中却争议不断，以致部分项目在推进中步履蹒跚。

市场爆发与争议

新能源强制配置新型储能始于2017年。

这一年，全国新能源大省青海省印发《2017年度风电开发建设方案》，要求列入规划年度开发的风电项目按照规模的10%配套建设储电装置。此举当时普遍被认为是“开创了可再生能源发展的新方向”。

新能源配储能初衷是为了提高整个电力系统调节的能力，促进新能源消纳，最大限度降低弃风弃光。

数据显示，新型储能中90%为电化学储能。根据中国电力企业联合会在3月发布的《2022年度电化学储能电站行业统计数据》（下称《统计数据》），截至2022年底，已投运的电化学储能电站累计装机主要分布在电源侧（即新能源电源侧），总能量680万千瓦时、占比48.40%，其次为电网侧（38.72%）和用户侧(12.88%）。

在政策的刺激下，新型储能市场开始爆发。

根据国家发改委、国家能源局2021年7月发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展。第一财经记者根据官方资料梳理发现，截至目前，全国各地规划的新型储能发展目标合计已超过6000万千瓦。

2022年，全国新型储能新增投运730万千瓦，同比增长近2倍，这也是中国首次超越美国成为了全球第一。截至2022年底，新型储能累计装机规模首次突破1000万千瓦。根据CNESA全球储能项目库预测，到2030年，中国新型储能总投资规模将近9000亿元。

行业蓬勃发展的同时，关于储能项目配备的争议也随之而起。

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，截至目前，全国已有近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比例一般为10%及以上，个别达到20%。

这种强制要求被业内称为“一刀切”。

2022年12月，由中国电力企业联合会（下称“中电联”）、能源央企等单位四名相关负责人联合撰写的《中国电力新能源配储能的现状、挑战及发展建议》（下称“《建议》一文”）指出，“多地采取‘一刀切’式的配置标准，部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件。”该文是中电联对国内电网公司、发电集团等单位所属的新型储能进行专项调研后写成的。

第一财经记者根据官方资料梳理时发现，贵州、河南等部分省份在相关征求意见稿中提出了“对新建未配储能的新能源项目，暂不考虑并网”、“未投运储能，电网不得调度及收购其电力电量”等要求。

“能拖就拖”

“如果没有强制要求，包括我们在内，很多企业是不会（在新能源项目中）主动配储的。”某电力央企旗下新能源公司一名高管在接受第一财经记者采访时说。其中，一个重要原因，是新能源配储后实际利用率低下。

上述《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（日均运行小时1.44h、年运行小时525h），平均日利用指数17%。

据前述《建议》一文介绍，从储能运行策略看，新能源配储弃电期间一天至多“一充一放”运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。这意味着，新能源配储并没有如预期协助风、光消纳，部分储能设施沦为摆设，反而因高昂投资成本，成为新能源发电企业的经济负担和沉没资产。从实际情况看，大部分储能项目的盈利水平不高。

来自毕马威的统计数据显示，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，初始投资将增加8%～10%；风电场配建同样容量的储能项目，初始投资成本将增加15%～20%，内部收益率降低0.5%～2%不等。

“我们在西北的一个光伏项目，按照当地要求配置了储能电站，但我们的目的仅仅就是为了顺利实现并网发电。”前述某电力央企旗下新能源公司的高管介绍，这相当于配置储能是新能源项目实现并网发电的“路条”，“新能源企业配置储能，往往选择能拖就拖。”该人士还补充说，甚至“还出现了（储能电池）以次充好的现象”。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强则向第一财经记者表示，目前储能投资成本较高。如果配储能成本大于收到的电价，企业一般是不会选择布局储能的。他认为，强制配套只能缓解部分消纳问题，而无法从根本解决问题。

《建议》一文则称，由于建设单位为了抢占资源，更关注项目能否通过并网验收，配建储能的应用效果放在其次，储能装置质量参差不齐、管理使用模式也千差万别，再叠加调用次数少，造成储能利用率低、经济性差。而在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。

中电联披露的一则数据显示，2022年1-8月，全国电化学储能项目非计划停机达到329次。

灵活性

有业内受访者向第一财经记者表示，业内关于新能源配储不能简单‘一刀切’，应停止强制措施的呼声，已经引起了能源主管部门的关注。

来自国家能源局官网的一则消息也似乎从侧面印证了上述说法。4月24日，国家能源局综合司就《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》公开征求意见，其中提到“科学安排储能建设”，“按需建设储能”，“根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类型、多元化储能科学配置”等关键内容。

“这个提法，可以说是对各地强制要求新能源发电项目配储的一种纠编。”原国家能源局一名退休官员在接受第一财经记者采访时说。

不过，4月26日，国家能源局又在全国可再生能源开发建设形势分析视频会上指出大型风电光伏基地配储建设进度较慢的问题，并要求进一步压实责任，明确整改时限，确保大基地按期建成并网。

在如此相近的时间内，针对新能源备储出现两种差别较大的表态，这可能表示政策的要求也并非完全是大家认为的“一刀切”。

事实上，一些地方也采取了较为灵活的政策。

中国光伏行业协会理事、广东五星太阳能股份有限公司市场总监胡鄂生在接受第一财经记者采访时说，广东某地在去年出台一则新能源配储政策前，本打算要求新能源企业配储，但考虑到这会影响到企业的投资积极性，最后在政策征求阶段时将“要求”改成了“鼓励”。“这有利于新能源的进一步发展。”他说。

4月13日，国家发改委价格成本调查中心发布《完善储能成本补偿机制 助力构建以新能源为主体的新型电力系统》的文章指出：“新型储能技术仍处于商业化和规模化发展初期，相关的电价政策和市场机制还不够完善，存在成本疏导不畅、有效利用率不高、社会主动投资意愿较低等问题……亟待完善储能政策顶层设计。”