中国储能网讯：“136号文”提出取消强配储能之后，基于“强配”的发展模式即将走向终点，部分新能源企业也迫切的想“甩掉包袱、轻装上阵”，新能源配建储能模式的未来之路充满了诸多的不确定性。

恰似春雷惊大地，千门万户议纷纷。“136号文”引发行业的广泛争议，对未来发展的信心坚定者有之、悲观者有之、观望者亦有之，行业的高速发展中似乎突然出现一团迷雾，仿佛失去前行的方向。

在思考新能源配储未来的发展之路前，我们需先行思考下，新能源配建储能的发展之路及存在的弊端。

新能源强配储能模式主要从2021年开始，随着“双碳”目标的提出，新型电力系统的加快建设，电力系统现有的调节性资源缺失，按照“谁受益、谁承担”的原则，需要新能源企业承担新能源发电的波动性、间歇性和随机性的调节工作，由此多个地区纷纷提出集中式风电、光伏按照一定的比例和时间配建储能，也可通过自建、合建和购买方式租赁共享储能，由此促进了国内新型储能项目的飞速发展。

在储能行业飞速发展的同时，新能源配建储能模式也出现了各种弊端，例如电力调度机构缺乏有效的调度控制方式、盈利机制不成熟、新能源和配建储能无法协同等弊端，造成新能源配建储能建而不用，“晒太阳”等现象层出不穷，由此带来社会资源的极大浪费，也造成行业劣币驱除良币，最低价中标成为建设单位的首选，加剧了行业的“内卷式”竞争。

政策驱动是行业发展初期的过渡，走向市场驱动模式是储能行业发展的必然，也是必须得选择。“136号文”的出台破除了行业发展的“禁锢”，极大的加快了行业全面进入市场，接受市场的洗礼和优胜劣汰，推动行业的高质量发展。

建设新能源为主体的新型电力系统是我国能源领域的必由之路，储能作为重要的调节性资源，是新型电力系统的必不可少的组成部分，新能源配建储能是其重要的应用模式。

如何体现储能的服务价值并获取合理收益是制约行业短期发展的关键问题，随着全国统一电力市场的建设，我们逐步建立中长期市场、现货市场和辅助服务市场相协同的电力市场，新型储能的市场主体身份已得到明确，但现阶段新型储能的市场机制仍不成熟，面临着例如电力现货市场价差有限，辅助服务市场品种单一且市场容量有限、容量市场尚未建立等问题，从而使得储能项目普遍陷入“亏本”的境地，行业未来发展也具有一定的不确定性。此外，配建储能作为独立储能的应用模式尚未清晰，新能源与配建储能协同应用及调用方式仍未健全。

针对新能源配建储能未来的发展模式，主要建议如下：

一是从系统规划层面开展顶层设计。原有的“强配”模式下，配建储能按照政策规定采用“一刀切”模式，无法反应系统的真正需求，建议结合系统的调峰、调频等需求，在规划层面确定地区电力系统的调节性需求以及新型储能的建设需求，从而在满足系统需求的基础上避免储能项目“建过于求”。

二是明确新能源配储参与市场的方式。新能源配储既可以与新能源场站联合运行或联合参与电力市场，也可以作为独立储能独立参与电力市场，建议进一步明确新能源配建储能参与市场的细则和实施方式，包括针对存量新能源配储项目的改造方式，丰富其收益品种和收益水平，提升新能源配储对电网的调节能力。

三是确定新能源配储的调用方式。现有的新能源配储项目，新能源和储能一般仍分开接收电网的调度控制，难以实现新能源和储能的协同控制，建议加强推进调度方式、平台技术、机制和管理等方面优化调整，并做好调度与电力市场的衔接。

四是加强系统友好型电站技术研究。针对现有新能源场站与配建储能协同能力差的特点，建议加强长尺度高精度功率预测、风光储智慧联合调控运行等技术的研究，将新能源场站建设成为系统友好型电站。