中国储能网讯：2024年两会期间，多位新能源行业“代言人”就行业发展过程中的问题提出针对性建议或提案，其中谈及新能源配储政策及储能市场化机制的颇多。
如全国政协委员、中国大唐集团有限公司党组书记、董事长邹磊建议，应着眼于提高利用率，优先发展独立共享储能，解决储能配比‘一刀切’问题，加强发展模式创新探索。
全国人大代表、天能控股董事长张天任同样看好独立储能而非配储。他认为对于新能源发电企业来说配储就是成本项，因此新能源对储能设备的选择就是低成本而非高质量。
他建议，出台全国性政策，鼓励新能源企业租赁由独立第三方建设的储能电站容量，在年度内对新能源企业租用规模达标与否与上网发电量挂钩。
代表、委员们之所以关注新能源配储政策，与当下新能源强制配储愈演愈烈的形势是分不开的。
近两年，多个省份发文在风电、光伏开发中要求严格按照承诺的储能配比配置储能设施，将新能源配置一定比例储能作为项目核准及接入的必备前置条件，且储能配置比例和时长呈现逐步走高态势。
尽管业内多次呼吁，新能源配储不能简单“一刀切”，应停止强制措施。但目前看来并没有丝毫改善，反而愈演愈烈。那么到底是什么原因呢？
“风光配储”不是一个正确的路径
在学术领域，其实对新能源配储早有论断。
中国工程院院士、新能源电力系统全国重点实验室主任、华北电力大学教授刘吉臻在电力相关领域非常权威。上月底，中共中央政治局就新能源技术与我国的能源安全进行第十二次集体学习。刘吉臻就这个问题进行讲解，提出工作建议。
他认为，储能不是万能的。在未来以新能源为主体的新型电力系统中，储能要发挥作用，但作用十分有限，就像长江里的几桶矿泉水。而“风光配储”更是微不足道，也缺乏经济性，不是一个正确的路径。
刘吉臻表示，“我一直批评他们，为什么要搞风光配储，配它干什么，这不是瞎胡闹么！发2块钱的电，储起来要花1块钱，算过这个账吗？”
他认为储能在需求侧的应用要远远好于在网侧和源侧。欧盟和美国在工商业建储能电站非常普遍，能针对高电价差产生回报，商业化程度高；而分布式屋顶光伏，配上储能以后可以成为一个相对稳定的供电系统。
关于新能源配储，协合新能源集团有限公司副总裁、协合运维董事长兼总经理陆一川认为，站在电力系统运行的角度，新能源与储能之间并没有绑定在一起的必然性。解决电力系统的调峰调频问题，有多种途径和手段，可以是储能，也可以是火电灵活性改造、燃气发电、需求侧响应等“类储能手段”。不能单纯依赖配建储能，而要遵循系统观念，利用多种调节资源，取长补短、优化配置。
这与刘吉臻对储能的理解是一致的。刘吉臻认为储能本身在被充电的时候是个“荷”，放电的时候就是个“源”，所以不用讲“源网荷储”，“源网荷”就够了。未来的新型电力系统就是“源网荷”这样一个电力系统，通过数字化、信息化、智能化，实现“多源互补、源网协同、供需互动、灵活智能”，来完成动态平衡的运作。
陆一川表示，当前新能源强制配储暗藏虚火旺，风光配储带火了储能装备市场，催生出储能电站与新能源项目“绑定投资”的主流商业模式，这是短期政策刺激下的表象繁荣。“无论在地理空间、能量迁移和财务核算层面，新能源和储能捆绑的思维定式都缺乏物理和财务逻辑支撑。”
地方政府不断提高配储比例
自2017年以来，有超过20个省市陆续出台新能源配储政策文件。最初是1-2小时储能时长，10%、15%的配置比例，而现在，4-5小时储能时长，20%、25%、30%乃至更高配置比例正不断涌现。
强制配储已成为我国当前储能发展的重要驱动力。根据寻熵研究院数据，2023年中国储能新增并网项目规模达22.8GW/49.1GWh，是2022年7.8GW/16.3GWh新增装机的近3倍，国内市场连续两年实现了超200%的高速增长。
2023年新增并网储能项目中，新能源配储类占比约44%。
为解决风、光规模急剧增加给电网安全、可靠运行带来的巨大挑战，各地政府压力很大，迫切需要通过储能设施提升调节能力。
再加上各地为解决新能源消纳问题，新型储能装机目标设置较高。为提高储能装机容量，新能源配储比例走高也就顺理成章。
同时，为吸引企业在当地投资，地方政府不遗余力提供优势政策，而提高新能源配储所拉动的储能装备市场空间，成为储能制造企业是否投资落厂的重要因素。于是，多方运作下，催生出储能电站与新能源项目“绑定投资”的商业模式。
河南、广东等省份要求严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施，储能投运时间不能晚于新能源项目投运时间；如未投运，电网不得调度及收购其电力电量。
以河南为例，在风电竞配细则中对于储能配置部分赋分较大，且配置比例越高，得分越多。这意味着，为了获取指标，风电开发商必须“自愿”承诺提高配储比例。从风电指标下发名单来看，40%以上的配储比例比比皆是。
广西、山东等省更为严格，对于未按承诺履行新型储能建设责任的新能源企业，按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍予以扣除对应新能源投资主体已并网项目的并网发电容量。
注定回归市场
国家政策是“鼓励引导”，到了地方上变成了“按比例配置”，甚至到了“不建受罚”的阶段。首当其冲的是新能源发电企业，因配建储能的成本由发电侧承担，配储比例越高，他们的负担越大，且易滋生低质量储能电站泛滥、配储利用率不足等问题。
近几年，风、光等新能源项目收益率较高，新能源配储似乎还具备一定的可投资性。但随着电力市场化改革不断推进，保障性收购等政策福利逐渐退坡，新能源项目的电价将持续走低，难以支撑强配储能的沉没成本。
陆一川认为，新能源强配储能本质是通过新能源发电的“政策定价”，间接、定向地为储能产业输送政策性补贴。但在电力体制改革的大潮下，“政策定价”注定会淡出历史舞台。
他表示，在电力系统的真实供需条件下，由于新能源电源资产有着“以输出能量价值为主，缺失电力系统所需要的容量价值”的局限性，其平均电价收入难以和其他类电源长期持平，未来还会持续走低。
针对新能源配储成本困境，各地政策也在不断创造疏导条件，比如，鼓励建立共享（独立）储能电站、拉大峰谷电价差，给予一定补贴等。但这些措施只能疏导部分投资成本。
华北电力大学教授郑华认为，市场的事情应该交由市场主体决策，缺乏配套成本消纳和成本传导机制的“拔苗助长”会对储能产业造成伤害。要让“真”市场来发现“真”需求，放下“计划”的手，让“市场”发挥作用和价值。
从长远来看，新能源强制配储只是过渡性政策，注定要回归市场，只有与储能价值相匹配的电力市场机制的建立和完善，新能源配储政策所带来的问题会逐步得到解决。
今年两会期间，全国人大代表、通威集团董事局主席刘汉元建议，引导和鼓励市场主体参与储能业务，用市场化机制解决储能面临的问题。
全国政协委员、国网福建电力董事长、党委书记阮前途建议，完善适应新型主体互动需要的市场机制，针对储能等新型主体，结合其物理特性和经济特性，持续完善市场准入、市场品种和交易组织，激励主体参与系统调节。
