中國儲能網(wǎng)訊：2024年，各地的新能源配儲政策出現(xiàn)兩個明顯的變化，一方面趨嚴趨緊，另一方面，一些地方開始弱化“強配儲”，鼓勵科學配儲、按需配儲。
伴隨新能源配儲逐漸向市場化轉(zhuǎn)向以及容量租賃市場化腳步加快，獨立儲能或?qū)⑦M入高速增長期，推動儲能行業(yè)朝著規(guī)范有序方向發(fā)展。
新能源配儲政策“兩級分化”
近年來，新能源的快速發(fā)展帶來的消納問題使得儲能裝機逐年實現(xiàn)跨越式增長，國家能源局前不久公布的數(shù)據(jù)顯示，2024年，新型儲能保持快速發(fā)展態(tài)勢，裝機規(guī)模突破7000萬千瓦。
截至2024年底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規(guī)模達7376萬千瓦/1.68億千瓦時（73.76GW/168GWh），約為“十三五”末的20倍，較2023年底增長超過130%。
根據(jù)國家能源局之前披露的數(shù)據(jù)，截至2023年底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規(guī)模達3139萬千瓦/6687萬千瓦時（31.39GW/66.87GWh），因此計算，2024年，中國新型儲能投運項目凈增長42.37GW/101.13GWh。
儲能裝機的高速增長離不開各地實行的強制配儲政策，這些政策的出發(fā)點原本是為了解決消納問題，減少棄風、棄光現(xiàn)象，提高新能源消納率，可在實際中，儲能電站建而不用、建而不調(diào)、利用率低等問題廣為行業(yè)詬病，不僅造成了資源浪費，也增加了投資企業(yè)的負擔。
實際上，早在2021年7月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》中就明確，鼓勵發(fā)電企業(yè)通過自建或購買調(diào)峰儲能能力的方式，增加可再生能源發(fā)電裝機并網(wǎng)規(guī)模。
《通知》的出發(fā)點是促進可再生能源消納，主基調(diào)是“鼓勵”“自愿”。但各地在執(zhí)行過程中，將配建儲能作為新能源建設的前置條件，“鼓勵引導”逐漸變成“強制配儲”。
據(jù)不完全統(tǒng)計，2020至2023年間，全國各地出臺了近90項新能源配儲政策，配儲比例為5%至55%、時長1至4小時不等。
到了2024年，新能源配儲政策總體上趨緊趨嚴。
據(jù)數(shù)字儲能網(wǎng)不完全統(tǒng)計，2024年中，全國至少有45項政策規(guī)定風電、光伏等新能源配置儲能。
其中，多地提升了儲能配置要求，比如，山東、安徽以儲能配置比例評選新能源項目，部分項目達50%-100%，新疆、內(nèi)蒙要求4小時配置，強制配儲占電源側(cè)比重超80%。
2024年4月，國家能源局推動“千鄉(xiāng)萬村馭風行動”，旨在大力發(fā)展鄉(xiāng)村風電，截至目前，十多個省區(qū)響應并發(fā)布相關(guān)文件，其中甘肅、河北、廣東、湖北等省明確提出了風電開發(fā)配儲的硬性要求，如湖北要求按20%比例、2小時時長配儲。
另外，自分布式光伏深陷消納危機以來，河南、江蘇、浙江、山東、河北、湖南等多地出臺了分布式光伏項目配儲具體要求，配儲比例在裝機容量的8%-30%之間。
部分地區(qū)還加大了對于未按期、足額配儲的新能源項目懲罰力度。
2024年9月，青海電力市場管委會在《青海省新型儲能參與電力市場交易方案》征求意見稿中明確，未按期、足額配儲的新能源項目自并網(wǎng)之日起，對其輔助服務費用分攤設置3倍懲罰系數(shù)，同時在存在棄風棄光情況時“優(yōu)先承擔發(fā)電受限影響”。
值得一提的是，2024年中，強制配儲的政策也出現(xiàn)了弱化的趨向。
2024年4月24日，國家能源局綜合司就《關(guān)于加強新型電力系統(tǒng)穩(wěn)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(jù)電力系統(tǒng)需求，統(tǒng)籌各類調(diào)節(jié)資源建設，因地制宜推動各類型、多元化儲能科學配置等關(guān)鍵內(nèi)容。
征求意見稿公布后，不少業(yè)界人士將其解讀為“強制配儲政策正在轉(zhuǎn)向”。
5月29日，國務院印發(fā)《2024—2025年節(jié)能降碳行動方案》。其中，在“非化石能源消費提升行動”一則中提出，“科學合理確定新能源發(fā)展規(guī)模，在保證經(jīng)濟性前提下，資源條件較好地區(qū)的新能源利用率可降低至90%”。
業(yè)內(nèi)認為，當消納率不再成為考核標準，強配儲的發(fā)展空間也將減弱。
從一些地方的最新政策看，也在有意弱化強配儲。
2024年12月初，廣西壯族自治區(qū)發(fā)展和改革委員會、廣西壯族自治區(qū)能源局、廣西壯族自治區(qū)農(nóng)業(yè)農(nóng)村廳發(fā)布《關(guān)于推進廣西分散式風電開發(fā)建設的通知》，將分散式風電分為兩類，并提出分散式風電項目遵照自愿原則配置儲能。
12月18日，河南省發(fā)展和改革委員會發(fā)布關(guān)于開展新能源配建儲能轉(zhuǎn)為獨立儲能工作的通知，已投運或在建的配建儲能可按要求轉(zhuǎn)為獨立儲能。
2015年1月，陜西省開啟2025年風光項目競配，確定2025年新增保障性并網(wǎng)風電和光伏發(fā)電項目建設規(guī)模共計1000萬千瓦，根據(jù)評分指標，陜西省并未對新能源配置儲能做出要求。
1月15日，上海市發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于2024年度“風光同場”海上光伏項目競爭配置結(jié)果的公示》，國家電投、申能集團，獲得1GW海上光伏項目。
根據(jù)上海市此前公布的文件，本次確定競配結(jié)果的項目或?qū)葱枧渲脙δ堋?
2024年8月26日，上海市發(fā)改委印發(fā)《上海市“風光同場”海上光伏 開發(fā)建設方案》提出2024年啟動首輪海上光伏項目競爭配置，規(guī)模不低于100萬千瓦，鼓勵投資主體按需配置儲能。
獨立共享儲能崛起
從商業(yè)模式上看，投資儲能要想盈利，就需要提高儲能利用率，獨立共享儲能被認為是目前解決新能源消納難，降低投資主體成本比較好的辦法。
逐步取消強制配儲，由共享或獨立儲能來代替正在成為行業(yè)的共識。
獨立共享儲能作為一種融合技術(shù)創(chuàng)新與商業(yè)模式創(chuàng)新的儲能解決方案，由第三方投資建設共享儲能電站，多個新能源電站或用戶共同使用，無需各自建設獨立的儲能設施，大大降低了發(fā)電企業(yè)及用戶的初始投資成本。
這種模式打破了傳統(tǒng)儲能設施與發(fā)電機組間單一固化的服務模式，構(gòu)建一種 “一對多” 的全新商業(yè)化服務框架，加強了電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)以及用戶側(cè)分散的資源連接。
目前，容量租賃收入是獨立儲能電站最重要、占比最高的收入，決定了獨立儲能電站的經(jīng)濟性。
容量租賃，即獨立儲能電站為風電、光伏等新能源電站提供一定容量的租賃服務而獲得租金，新能源電站可以通過租賃獲得配置儲能容量，這樣既提高了儲能利用率、也拓寬了儲能收益渠道。
近兩年，政策、應用等環(huán)節(jié)正在推動獨立共享儲能崛起。
應用層面，大儲應用場景從強制配儲向獨立儲能轉(zhuǎn)變趨勢明確，數(shù)據(jù)顯示，2020年至2024年，百兆瓦級以上大型電站裝機占比由23%提升至58%，電化學儲能逐步向集中式、大型化發(fā)展，其應用場景主要為獨立儲能，占大型電站總裝機的75%以上。
2023年，新型儲能新增裝機中約54%為電網(wǎng)側(cè)獨立儲能，進入2024年，獨立儲能的市場份額進一步提升。
據(jù)CESA儲能應用分會產(chǎn)業(yè)數(shù)據(jù)庫不完全統(tǒng)計，2024年1-12月，電網(wǎng)側(cè)獨立/共享儲能新增裝機項目206個，裝機規(guī)模達22.93GW/56.22GWh，容量占比65.43%。
1-12月并網(wǎng)的電網(wǎng)側(cè)獨立/共享儲能項目總投資額超806.15億元。
就業(yè)主方分析，1-12月中核集團裝機規(guī)模最大，達1.06GW/3.38GWh，容量占電網(wǎng)側(cè)新增裝機的6%，總投資超66.2億元，其次為國家能源集團裝機規(guī)模為1.02GW/2.67GWh，規(guī)模排第三的為國電投，裝機規(guī)模1.08GW/2.37GWh。
此外，大唐集團、中儲國能、華電集團、協(xié)鑫集團、中廣核、中能建、三峽集團、華能集團獨立/共享儲能項目新增裝機均在1GWh以上。
從政策層面看，鼓勵投資建設共享（獨立）儲能電站成為大多數(shù)省份探索實現(xiàn)新能源消納的新方向，通過實施獨立儲能示范項目也成為多數(shù)地區(qū)實現(xiàn)本地儲能快速發(fā)展的重要手段。
比如，江蘇通過實施“迎峰度夏”納規(guī)項目，2024年上半年，新增儲能裝機全國奪冠。
四川、云南、內(nèi)蒙古等地也在2024年首次部署了本地的獨立儲能示范項目。
另外，通過建設共享儲能或?qū)嵤┤萘孔赓U的方式滿足新能源配儲需求獲得明確的政策支持和鼓勵，其中，云南、湖南、湖北的支持政策中，獨立儲能可以按照裝機容量的一定比例實施容量租賃；河南、河北直接要求新增新能源項目不再單獨配建容量低于100MW/200MWh的儲能設施。
破局的關(guān)鍵在哪？
2024年以來，已有寧夏、江蘇、河南、河北等多省區(qū)力推獨立儲能容量租賃機制，隨著儲能容量租賃模式的推廣，未來越來越多的新能源電站或通過容量租賃形式配置儲能，但這一模式的推廣應用在當前也存在一定的困難。
原因在于，隨著大量獨立儲能電站的投運，作為獨立儲能電站最主要的收入來源，儲能容量租賃費用實現(xiàn)的程度與預期存在一定的差距，租賃困難成為行業(yè)普遍面臨的難題。
主要有兩個原因，一個是容量租賃的中標價格與各地的指導價相去甚遠；另一個是儲能容量租賃市場還處于早期階段，供需雙方信息不透明，匹配存在痛點。
價格方面看，在2023年國內(nèi)開展新能源租賃儲能的省份中，浙江、河南、廣西、吉林及新疆等由政府提供租賃指導價，除新疆、四川外，各地出臺的容量租賃指導價多以千萬時每年的形式出現(xiàn)，指導價范圍為：150-337元/kWh·年，平均值為243.5元/kWh·年。
但從2023年到2024年初，五大發(fā)電集團、三峽、中核等30個儲能容量租賃服務招標項目報價來看，報價區(qū)間為50元/kWh·年-160元/kWh·年，中標價集中在105-135元/kWh·年，均價約在109元/kWh·年。
新華財經(jīng)曾對寧夏儲能電站運營收益情況做了走訪調(diào)查，容量租賃市場表現(xiàn)不佳，有的電站只有一家租賃客戶，僅出租了10%的容量，發(fā)電企業(yè)租賃意愿不強烈，詢價多，實際租賃少。
2024年10月，《問政山東》欄目第177期直播也談到了容量租賃的難題，有企業(yè)表示，作為儲能企業(yè)最主要盈利渠道，容量出租率達到70％到80％時，企業(yè)才能收支平衡。然而，調(diào)查顯示，一部分儲能電站的出租率并不高。
其中一個原因在于，儲能項目建成后，儲能電站很難及時找到需要租賃“儲能容量”的新能源企業(yè)，新能源企業(yè)也不容易和儲能企業(yè)取得聯(lián)系。供需兩端的雙向奔赴難以實現(xiàn)。
因此，要更好地發(fā)展儲能容量租賃模式，關(guān)鍵在于做好頂層設計，需要國家相關(guān)部門出臺支持政策，做好總體規(guī)劃，創(chuàng)新體制機制。
比如，針對當前獨立儲能租賃周期普遍較短的問題，探討延長租賃周期的措施，從而縮短儲能項目的回收期提高項目的盈利能力和投資吸引力。
另外，在推進儲能容量租賃市場時，需要關(guān)注實際租賃價格與指導價格的差異，并探索合理的價格機制，以促進儲能市場健康發(fā)展。
還有，加大供需雙方信息透明度，為容量租賃市場搭建溝通和合作的橋梁。
