新型储能“审而不建”矛盾亟待化解

　　当前，配建储能已成为多地新能源项目并网的普遍要求，但在实际操作中，企业对于储能建设持观望态度，能拖就拖，能不建则不建，明显扭曲了发展新型储能的初衷。投资商消极应对的根源何在?如何扭转“审而未建”的局面?蓬勃发展的新型储能亟待厘清发展逻辑。

　　近日，宁夏回族自治区发改委发布《关于促进储能健康发展的通知(征求意见稿)》(以下简称《征求意见》)，要求组织各县区及时评估“审而未建”储能项目的建设条件，排查备案项目，清理一批接入意见逾期的项目，严格执行新备案项目电网接入意见有效期一年规定，为增量项目释放电网接入资源。

　　政策直指“审而未建”储能项目。据《中国能源报》记者了解，当前，配建储能已成为多地新能源项目并网的普遍要求，但在实际操作中，企业对于储能建设持观望态度，能拖就拖，能不建则不建，明显扭曲了发展新型储能的初衷。投资商消极应对的根源何在?如何扭转“审而未建”的局面?蓬勃发展的新型储能亟待厘清发展逻辑。

　　多重因素导致“审而不建”

　　备案审核是储能项目建设的必要环节和前提条件。项目立项前，开发商需办理备案或核准手续，通常要提交项目可行性研究报告、环评报告、规划许可证等材料。相关部门对项目进行评估，确保符合国家产业政策和相关规划要求。

　　既然通过层层审核，为何不建?

　　中关村储能产业技术联盟副秘书长、副研究员岳芬向《中国能源报》记者表示，进行项目备案的主体可能会在后期因资金不到位、需求转变或商业模式不清晰等各种原因，而在1年之内选择不投资或者未实现项目开发并网，这种情况客观存在。“对备案项目进行排查，清理一批接入逾期的项目，及时释放储能并网接入资源，让出给有投资能力和建设需求的主体去开发建设，是比较合理和常规的一项措施。”

　　“审而不建”背后的底层原因是储能利用率低、建而不调和建而无用问题。据了解，目前全国已有近30个省份出台新能源配建储能相关政策，要求新能源项目配置5%—30%、1—4小时的储能项目;全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，市场运行较为成熟的山东、甘肃等地区，新型储能调用水平进一步提升。但整体看，储能实际调度次数远不及预期，利用率仍然偏低。

　　“部分地区将配建储能作为风光新能源指标的‘路条’，企业为拿项目‘一窝蜂’地备案。配建储能的出发点是促进风光新能源消纳，但在实际应用中，持续增加短时储能规模并不能带来新能源利用率的提升，储能项目建好之后要么不用、要么用不了，还抬高了投资成本，企业是能拖就拖，能不建就不建。”业内人士向《中国能源报》记者坦言，不只宁夏，储能项目“审而未建”现象在全国普遍存在。

　　利好独立共享储能

　　如何提升储能利用率?独立共享储能带来了新思路——其允许多个新能源场站共享储能设施，以整合资源。对于新能源发电企业而言，相比直接购买储能设备，租赁储能设备减少了自配储能的成本与管理投入。

　　2023年，我国共享储能装机量大增，占新增新型储能装机量的60%左右，其中宁夏是增长主力地区。目前，宁夏独立共享储能电站的盈利模式以“容量租赁+调峰辅助服务”为主，一定程度上为储能项目提供了多元化的收入来源。但市场机制不健全、应用场景和盈利模式单一等问题仍然困扰着其进一步发展。

　　岳芬指出，宁夏明确独立共享储能全年调峰频次不少于250次，但今年国家发改委、国家能源局印发的《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》提出，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。目前宁夏0.6元/千瓦时的调峰补偿未来可能会明显降低。“同时，租赁市场表现不佳，此前新能源配建储能缺乏约束性的奖惩机制，发电企业配储或租赁的意愿不强，导致独立共享储能容量出租率很低，有的电站仅租出去10%，无法收回成本。”

　　针对上述情况，《征求意见》明确要求，增量新能源项目配储租赁到期后未续租的，视同不满足配储要求，不符合并网条件，在重新完成配储前暂停调用;存量新能源项目未配储或配储租赁到期后未续租的，在新能源消纳困难时优先弃电至装机容量的10%。并网新能源项目未配储时间超过30天的，重新续租或自建时，按原配储比例2倍规模配置(时长不变)。新能源场站通过容量租赁配储的，租赁合同期限原则上不低于1年。自建或签订多年(3年及以上)租赁合同的新能源场站，增加优先发电计划安排。

　　“宁夏的政策很直接，将倒逼新能源企业加大对储能项目的投资力度。”业内人士认为，此举客观上将提升宁夏增量和存量储能资产的租赁利用率，提升独立共享储能收益。

　　构建长效市场机制是关键

　　值得注意的是，共享储能发展的核心逻辑，同样是基于各地对“新能源+储能”的政策要求，但并未解决盈利核心问题。储能只有成为企业的盈利点而不是负担，产业才能健康长远发展。

　　上述业内人士指出，新能源配储是促进新能源与调节资源优化组合、多能互补的重要路径，也是实现电网友好型新能源场站建设运行的现实选择，同时也要科学看待新型储能作用发挥，认识到短时储能在保供应、促消纳方面存在的边际效应递减现象，厘清全国电力负荷和可再生能源发电分布的差异性和缺口，做好规划部署，把握建设节奏和保障建设有效性。

　　长远来看，建立长效的市场机制才是储能产业发展的关键。岳芬指出，国内电力市场尚不成熟，无法通过市场这只无形的手很好地优化配置资源。但也应看到，一方面，新能源消纳红线从原来的不低于95%调整为不低于90%，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价，在此政策引导下，因提高有限消纳比例而强制配储的现象将有所缓解，促进新能源经济性消纳;另一方面，国内已经在向市场化方向快速推进，包括更多的现货市场试点转向正式运行，新能源也在加快入市。当新能源全部进入市场，市场价格能够充分、真实反映真实供需，储能才有望真正发挥作用，届时储能就不再是新能源的负担，而是帮助新能源扩大收益的手段。

　　当前，储能项目的调用问题也得到有关部门高度重视。今年4月，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，要求电力调度机构应根据系统需求，制定新型储能调度运行规程，科学确定新型储能调度运行方式，公平调用新型储能调节资源。积极支持新能源+储能、聚合储能、光储充一体化等联合调用模式发展，优先调用新型储能试点示范项目，充分发挥各类储能价值。

　　原标题：新型储能“审而不建”如何破解?

　　文丨中国能源报记者 卢奇秀