在此前提下，“新能源+儲能”的模式開始在全球范圍內(nèi)得到有效推廣，成為了解決新能源在大幅裝機下消納難題的一把鑰匙。
據(jù)國際能源網(wǎng)/儲能頭條統(tǒng)計，從2020年至今，各地政府下發(fā)的87條政策中明確新能源配儲比例及時長。然而，在“新能源+儲能”成為大勢所趨之下，透露了哪些趨勢？市場又將面臨哪些難題？
11月7-8日，“2023中國(臨沂)新能源高質(zhì)量發(fā)展大會”同期，“第二屆中國儲能產(chǎn)業(yè)論壇暨2023儲能榜單發(fā)布”。
87條新能源配儲政策下發(fā)
配儲比例5%~55%
據(jù)國際能源網(wǎng)/儲能頭條統(tǒng)計，從2020年至今，各地政府下發(fā)了87條新能源配儲政策，配儲比例為5%~55%，時長1~4h。
其中，新能源配儲比例多為10%、2小時，內(nèi)蒙古配儲比例在5%~15%之間，儲能時長為1~4小時范圍內(nèi)，山東配儲比例在10%~30%之間，儲能時長為2~4小時范圍內(nèi)，浙江、貴州配儲比例在10%~20%之間，市場均為2小時，遼寧、寧夏配儲比例在10%~15%之間。
配儲比例最高的是河南省，10月20日，河南省發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于下達2022年風(fēng)電、光伏發(fā)電項目開發(fā)方案》的通知。文件顯示，河南省本次下達2022年風(fēng)電、光伏發(fā)電項目開發(fā)方案共507.1萬千瓦。其中集中式光伏35萬千瓦，分布式光伏16.102萬千瓦；風(fēng)電456萬千瓦。其中儲能配置要求按照20%~55%、時長2~4小時不等。
值得注意的是，9月19日，江蘇省發(fā)展改革委下發(fā)《關(guān)于進一步做好可再生能源發(fā)電市場化并網(wǎng)項目配套新型儲能建設(shè)有關(guān)事項的通知》，提高了新能源配儲的要求，文件提出：
風(fēng)電項目（包括陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電項目以及未全容量并網(wǎng)項目新增并網(wǎng)容量和改造升級項目增加的容量，不包括全部自發(fā)自用的分散式風(fēng)電項目）以及新增納入項目庫的陸上集中式光伏發(fā)電項目、海上光伏項目（固定樁基式）均應(yīng)采取自建、合建或購買新型儲能方式落實市場化并網(wǎng)條件。
2、市場化并網(wǎng)項目不再按長江以南和長江以北區(qū)分配套建設(shè)新型儲能比例，均應(yīng)按照功率10%及以上比例配套建設(shè)新型儲能（時長2個小時），配套的新型儲能可結(jié)合項目就近布局，也可以在全省范圍內(nèi)選址建設(shè)或租賃。
3、新型儲能項目并網(wǎng)時間不得晚于所配套的可再生能源發(fā)電并網(wǎng)時間。鼓勵儲能項目先建后配，已并網(wǎng)的新型共享儲能可按并網(wǎng)容量為全省可再生能源發(fā)電項目提供儲能容量租賃服務(wù)。
105.1GW新能源項目清單下發(fā)
配儲需求最低30.74GWh
2023年，廣西、西藏、山西、山東、河北、江蘇、甘肅嘉峪關(guān)、天津、河南9地明確了風(fēng)光項目建設(shè)規(guī)模，配儲比例在10%~55%，配儲時長在2~4小時。其中新能源項目總規(guī)模為10510.37萬千瓦，如若按各地區(qū)實行的比例去配置儲能，將產(chǎn)生至少17.1GW/30.74GWh的儲能需求。
其中，河南配儲比例最高，9月24日，河南省發(fā)改委發(fā)布《2023年首批市場化并網(wǎng)風(fēng)電、光伏發(fā)電項目開發(fā)方案的通知》。《通知》指出，本次印發(fā)項目共計340.1萬千瓦，其中風(fēng)電共計310萬千瓦、光伏共計23萬千瓦、分布式光伏共計7.14萬千瓦。
上述風(fēng)電、光伏項目，除分布式光伏外，需進行火電靈活性改造及配置電化學(xué)儲能，其中配置電化學(xué)儲能的比例分布在35%-55%，2h之間。本批次儲能總規(guī)模達到了149.25萬千瓦/298.5萬千瓦時（1.49GW/2.98GWh)。
西藏要求保障性并網(wǎng)光伏+儲能項目配儲比例為4h·20%，儲能規(guī)模為1444MW；廣西則下發(fā)兩批新能源項目清單，要求陸上風(fēng)電配儲2h*20%，光伏配儲為2h*10%，儲能規(guī)模為3781MW/7562MWh；
值得注意的是，河北要求保障性并網(wǎng)項目需配置一定比例儲能或購買儲能調(diào)峰服務(wù)（冀北電網(wǎng)20%、2h，南網(wǎng)15%、2h），市場化項目具備用地和電網(wǎng)接入條件的納入清單，多能互補項目要落實煤電、燃氣機組新增調(diào)峰能力，源網(wǎng)荷儲項目要按照20%、4小時配置儲能。
根據(jù)以上情況測算，保障性項目將預(yù)計帶來儲能需求2534MW/5068MWh。
市場化并網(wǎng)項目中，源網(wǎng)荷儲項目配儲比例20%/4h。將預(yù)計最高帶來儲能需求590MW/2358MWh。
新能源配儲市場的三大趨勢
經(jīng)國際能源網(wǎng)/儲能頭條梳理，新能源配儲政策發(fā)展呈現(xiàn)三大趨勢：
1從自愿到強制
國際能源網(wǎng)/儲能頭條注意到，在2021年各地頒布的文件中，對于新能源配儲的基本以自愿、鼓勵為主。
2021年3月19日，江西發(fā)文指出全省2021年新增光伏發(fā)電競爭優(yōu)選的項目，可自愿選擇光儲一體化的建設(shè)模式，配置儲能標(biāo)準不低于光伏電站裝機規(guī)模的10%容量/1小時。2021年7月14日，風(fēng)光大省寧夏也在通知中明確指出，從2021年起，原則上新核準/備案項目儲能設(shè)施與新能源項目同步投運，存量項目在2022年12月底前完成儲能設(shè)施投運。
然而，隨著新能源消納壓力越來越大，各地在原本文件中要求系能源自愿、鼓勵配備的儲能設(shè)施，開始逐漸變?yōu)閺娭埔蟆?/strong>
今年以來，河南、山東、廣東等地陸續(xù)發(fā)文加快新型儲能發(fā)展，要求嚴格按照開發(fā)方案中承諾的儲能配比配置儲能設(shè)施，如未投運，電網(wǎng)不得調(diào)度和收購其電力電量。有的甚至提出，按照未完成儲能容量對應(yīng)新能源容量規(guī)模的2倍停運其并網(wǎng)發(fā)電容量。
2新能源配儲走高趨勢明顯
在2021年各地頒布的文件中，對于新能源配儲的比例要求大多在10%左右，連續(xù)儲能時長為2小時。
隨著新能源規(guī)模越來越大，其隨機性、波動性、間歇性的特點給電網(wǎng)安全運行和電力可靠供應(yīng)帶來巨大挑戰(zhàn)，迫切需要通過儲能設(shè)施提升調(diào)節(jié)能力、保障安全。基于此，各地不斷加大儲能發(fā)展力度，乃至上調(diào)新型儲能裝機目標(biāo)。
在此背景下，各地對新能源配儲的比例也從原先的10%逐步上升至不低于15%-30%，連續(xù)儲能時長也從原來的2小時抬升至3-4小時。
3分布式光伏配儲迎發(fā)展機遇
國際能源網(wǎng)/儲能頭條注意到，此前，強制配置儲能的政策只存在于大型集中式光伏發(fā)電站身上，如今，隨著分布式光伏成為新增裝機主力，同樣的配儲要求正發(fā)生在工商業(yè)、戶用光伏等分布式光伏身上。
2023年8月2日，浙江金華金東區(qū)人民政府發(fā)布《金東區(qū)加快用戶側(cè)儲能建設(shè)的實施意見》，要求新建設(shè)的非居民分布式光伏發(fā)電項目原則上按照裝機容量的10%以上配建儲能系統(tǒng)。在此之前，已經(jīng)有一些城市要求分布式光伏配置儲能，如浙江諸暨、山東棗莊。河南則考慮在全省范圍內(nèi)開展分布式光伏配置儲能，目前政策尚未正式出臺，仍在征求意見階段。
根據(jù)國家能源局日前發(fā)布的《分布式光伏接入電網(wǎng)承載力及提升措施評估試點實施方案》指出，要積極評估采用新型配電網(wǎng)、新型儲能、負荷側(cè)響應(yīng)、虛擬電廠等措施打造智能配電網(wǎng)，挖掘源、網(wǎng)、荷、儲的調(diào)節(jié)能力，提高分布式光伏接入電網(wǎng)承載能力。儲能價值將進一步凸顯。業(yè)內(nèi)人士表示，隨著光伏技術(shù)的持續(xù)發(fā)展，光伏電站的收益有望進一步提升，將為分布式光伏項目配儲帶來發(fā)展空間。
新能源配儲仍面臨難題
雖然新能源配儲政策經(jīng)過了不斷完善，但市場和企業(yè)仍面臨著挑戰(zhàn)。
一是新能源強制配置儲能利用率較低。據(jù)中電聯(lián)公開發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》顯示，新能源配儲能調(diào)用頻次、等效利用系數(shù)、利用率低于火電廠配儲能、電網(wǎng)儲能和用戶儲能，新能源配儲等效利用系數(shù)僅為6.1%。目前，已有全國各地將配置儲能作為新能源發(fā)電并網(wǎng)的前置條件，但對儲能技術(shù)如何與新能源發(fā)電協(xié)調(diào)優(yōu)化運行重視不足，疊加商業(yè)運營模式、功能定位不明確等因素影響，導(dǎo)致新能源配儲利用水平普遍較低。
二是新能源強制配置儲能質(zhì)量參差不齊。當(dāng)前，各地新能源配儲政策大都僅規(guī)定了配置比例、調(diào)節(jié)時長等基本要求，未出臺配套的具體使用和考核標(biāo)準，特別是儲能參與電力調(diào)度的方式、調(diào)用頻次、補償機制等尚無明確規(guī)定，導(dǎo)致儲能系統(tǒng)實際使用效果和收益難以保證。
三是新能源強制配置儲能成本較高。當(dāng)前，新能源配儲成本由新能源開發(fā)企業(yè)承擔(dān)，并未向下游傳導(dǎo)，疊加鋰離子電池成本上漲，給新能源企業(yè)帶來了較大的經(jīng)營壓力，影響新能源開發(fā)企業(yè)投資決策。新能源配置的儲能可為電網(wǎng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用、黑啟動、需求響應(yīng)支撐等多種服務(wù)，但在新能源場站內(nèi)布置，現(xiàn)行的市場機制難以體現(xiàn)儲能的其他價值。
