饱受争议的“新能源配储”，如今走到哪儿了？

12月初，四川发布《关于加快推动新型储能项目建设的通知（征求意见稿）》，提到“独立开发的新能源项目按要求配储，鼓励其他新能源项目合理配储”。

其中，备案的新能源项目装机容量不高于10万千瓦（以单个项目计），原则上通过租赁方式配置新型储能，租赁协议不短于3年。该条内容引起了小盒子的特别注意。

也就是说不高于100MW的新能源项目都得配储。

其实，近年来随着新能源的快速发展，“新能源配储”的确为储能市场带来了繁荣，今年关于配储政策的力度更是加强了不少。但是，其也被业内诟病了许久。一方面，储能对新能源消纳的价值并未得到有效验证；另一方面，事实上“一刀切”将新能源企业和储能企业“拉郎配”造成了大量资源浪费，许多储能项目成摆设。

一边喊着取消“新能源配储”，一边政策频频出，饱受争议下，“新能源配储”又该何去何从？

尽管新能源配储一直争议不断，但自2021年以来，源自新能源配储的需求一直是中国储能产业发展的强劲动力。

据统计，仅2023年，全国有28个省市自治区及新疆生产建设兵团提出了明确的新能源配储比例要求。按照新能源装机规模的10-25%，配置持续放电时长为2-4小时的储能系统，似乎成为业内默认法则。值得注意的是，在一些新能源资源丰富的地区，如河南、山东等地，配储比例甚至超过了40%。

新能源配储的要求同时也直接反映在实际项目的落地情况上。2023年，我国新增并网装机49.14GWh，其中44%的装机量来自于新能源配储的贡献。

进入2024年，新能源配储的发展势头有增无减。上半年，我国已投运的新型储能项目累计装机达到了4444万千瓦/9906万千瓦时，其中新能源配储、独立储能、共享储能装机合计占比高达88.1%。多个省份已发布了大量的风光指标，累计配储规模也在不断扩大。

此外，国务院印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》也明确提出，在保证经济性的前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%，这意味着新能源95%的消纳红线有望放开，将进一步推动新能源配储规模的扩大。

2024年配储要求其实是趋严的。

据中电联报告，2024年多地提升储能配置要求。目前各省配置比例5%-40%，时长1-4小时。山东、安徽以储能配置比例评选新能源项目，部分项目达50%-100%。新疆、内蒙要求4小时配置，强制配储占电源侧比重超80%。

2021年8月，国家发改委与国家能源局联合发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，初衷是鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰储能设施，以增加其并网规模。

然而，这一政策后来逐渐演变为“强制”要求，即发电企业若未配备相应的调峰储能能力，将无法实现并网。

今年4月起，国家能源局推动“千乡万村驭风行动”，旨在大力发展乡村风电。截至目前，已有12个省区响应并发布相关文件，其中甘肃、河北、广东、湖北等省明确提出了风电开发配储的硬性要求，如湖北要求按20%比例、2小时时长配储。河南等省市则隐性地提出配储要求，支持开展整村开发类源网荷储一体化项目的行政村纳入试点。

部分未推出总体方案的省区，其下属县级单位在推进“驭风行动”时也对风电开发配储有明显倾斜，如山东淄博高青县鼓励配置储能设施，其中提出配建储能的，储能应与风电项目同步规划、同步建设、同步投运，未按承诺建成储能设施的，风电原则上不予并网。

今年9月，青海电力市场管委会在《青海省新型储能参与电力市场交易方案》征求意见稿中明确，新建新能源项目应配建储能容量原则上不低于新能源项目装机容量的15%，充放电时长不低于2小时。

该方案同时对不符合要求的项目在并网环节设置了“惩罚系数”：未按期、足额配储的新能源项目自并网之日起，对其辅助服务费用分摊设置3倍惩罚系数，同时在存在弃风弃光情况时“优先承担发电受限影响”。

所有政策都在指向一个“变味”的事实——由必须到惩罚，新能源配储政策愈发严格。

一般强制配储的政策只存在于大型集中式光伏发电站上，如今，随着分布式光伏成为新增装机主力，同样的配储要求也正发生在其身上。

据行业研究显示，新能源发电量占比一旦超过10%，将对电网平衡构成显著挑战。随着分布式光伏的普及率不断攀升，电力消纳问题日益严峻，多个地区的分布式光伏装机容量已接近饱和，部分区域甚至已无额外容量可供开放。

关于分布式光伏配储的争议持续存在，但仍有部分地区全面推进其应用，从鼓励到强制不等。近年来，分布式光伏的爆发式增长与电网承载能力的不足，使得配储成为应对挑战的必要措施。

早在2021年5月，国家能源局发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，鼓励有条件的户用光伏项目在确保安全的前提下配备储能。

河北、河南、江西等地相继出台政策，要求分布式光伏承载力为红色、黄色区域的项目配置一定比例储能装置，以提高电网承载力，拓宽消纳空间，确保电力系统稳定运行。

安徽省发改委近期发布的《2024年工作要点》明确提出，将实施分布式光伏配储工程（试点），并扩大新型储能电站装机规模。这一政策的推出，为分布式光伏配储的进一步推广和应用注入了新的动力。

综合来看，在电网承载能力有限时，配储日渐成为各地区分布式开发的必要条件。

其实，政策的初衷旨在通过新型储能技术，有效应对新能源发电的间歇性、波动性和随机性挑战，进而增强电网对新能源的吸纳与整合能力。

然而，理想与现实之间的鸿沟却令人警醒：尽管技术层面上，新能源与储能的结合看似前景广阔，但在经济实践的土壤中，这一组合却步履维艰。

定西市发布的电力发展规划更是预警，“十四五”后期至“十五五”期间，随着风电、光伏装机快速增长，其新能源利用率将大幅下滑，2025年预计仅为67.91%，2030年更将降至54.90%。尤为值得注意的是，当前主流的电化学储能方式，在解决消纳难题上的作用更是备受质疑。

现实的情况是，配储仍存在建设多、利用率低，甚至建而不用等现象。中电联最新发布的统计数据显示，尽管电源侧成为储能建设的重要阵地，新能源配储装机占比高达41.05%，但上半年平均利用率指数仅为31%。

“一刀切”的配置策略严重脱离了地方电力系统的实际需求，不仅造成储能设施的闲置与浪费，还影响了调度系统的可靠性。对于储能企业而言，盈利渠道受限、经济效益低下已成为制约行业发展的核心痛点。

新能源企业在承担储能建设成本的同时，未能获得相应的经济回报。储能系统主要依赖与新能源打包运营，但充放电成本远高于发电成本，导致解决弃风弃光问题的经济性不佳。该政策不仅增加了新能源企业的建设成本，还限制了其自由选择配储方式、租赁储能或购买辅助服务的权利，给企业带来沉重负担。

此外，新能源企业投资建设的储能设施利用率低下，未充分参与系统调节，导致投资回报率极低。中电联调研显示，新能源配储运行策略差异大，2022年一季度储能电站等效利用系数仅为6.1%，大量设施闲置，未能有效发挥作用。这不仅浪费了资源，也影响了新能源产业的健康发展。

然而，储能的价值无可争议，新能源配储也的确在推动储能产业发展方面发挥了积极作用。如何实现配储初衷，既促进新能源与储能产业的协同发展，又减轻大规模新能源并网带来的系统调节压力。平衡新能源企业、电网及相关方的利益，确保新能源配储既能助力产业发展，又能实现经济可行与社会效益的双赢，则是行业接下来需要探索的重点。