當前，配建儲能已成為多地新能源項目并網的普遍要求，但在實際操作中，企業對于儲能建設持觀望態度，能拖就拖，能不建則不建，明顯扭曲了發展新型儲能的初衷。投資商消極應對的根源何在?如何扭轉“審而未建”的局面?蓬勃發展的新型儲能亟待厘清發展邏輯。

　　近日，寧夏回族自治區發改委發布《關于促進儲能健康發展的通知(征求意見稿)》(以下簡稱《征求意見》)，要求組織各縣區及時評估“審而未建”儲能項目的建設條件，排查備案項目，清理一批接入意見逾期的項目，嚴格執行新備案項目電網接入意見有效期一年規定，為增量項目釋放電網接入資源。

　　政策直指“審而未建”儲能項目。據《中國能源報》記者了解，當前，配建儲能已成為多地新能源項目并網的普遍要求，但在實際操作中，企業對于儲能建設持觀望態度，能拖就拖，能不建則不建，明顯扭曲了發展新型儲能的初衷。投資商消極應對的根源何在?如何扭轉“審而未建”的局面?蓬勃發展的新型儲能亟待厘清發展邏輯。

　　多重因素導致“審而不建”

　　備案審核是儲能項目建設的必要環節和前提條件。項目立項前，開發商需辦理備案或核準手續，通常要提交項目可行性研究報告、環評報告、規劃許可證等材料。相關部門對項目進行評估，確保符合國家產業政策和相關規劃要求。

　　既然通過層層審核，為何不建?

　　中關村儲能產業技術聯盟副秘書長、副研究員岳芬向《中國能源報》記者表示，進行項目備案的主體可能會在后期因資金不到位、需求轉變或商業模式不清晰等各種原因，而在1年之內選擇不投資或者未實現項目開發并網，這種情況客觀存在。“對備案項目進行排查，清理一批接入逾期的項目，及時釋放儲能并網接入資源，讓出給有投資能力和建設需求的主體去開發建設，是比較合理和常規的一項措施。”

　　“審而不建”背后的底層原因是儲能利用率低、建而不調和建而無用問題。據了解，目前全國已有近30個省份出臺新能源配建儲能相關政策，要求新能源項目配置5%—30%、1—4小時的儲能項目;全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模達4444萬千瓦/9906萬千瓦時，市場運行較為成熟的山東、甘肅等地區，新型儲能調用水平進一步提升。但整體看，儲能實際調度次數遠不及預期，利用率仍然偏低。

　　“部分地區將配建儲能作為風光新能源指標的‘路條’，企業為拿項目‘一窩蜂’地備案。配建儲能的出發點是促進風光新能源消納，但在實際應用中，持續增加短時儲能規模并不能帶來新能源利用率的提升，儲能項目建好之后要么不用、要么用不了，還抬高了投資成本，企業是能拖就拖，能不建就不建。”業內人士向《中國能源報》記者坦言，不只寧夏，儲能項目“審而未建”現象在全國普遍存在。

　　利好獨立共享儲能

　　如何提升儲能利用率?獨立共享儲能帶來了新思路——其允許多個新能源場站共享儲能設施，以整合資源。對于新能源發電企業而言，相比直接購買儲能設備，租賃儲能設備減少了自配儲能的成本與管理投入。

　　2023年，我國共享儲能裝機量大增，占新增新型儲能裝機量的60%左右，其中寧夏是增長主力地區。目前，寧夏獨立共享儲能電站的盈利模式以“容量租賃+調峰輔助服務”為主，一定程度上為儲能項目提供了多元化的收入來源。但市場機制不健全、應用場景和盈利模式單一等問題仍然困擾著其進一步發展。

　　岳芬指出，寧夏明確獨立共享儲能全年調峰頻次不少于250次，但今年國家發改委、國家能源局印發的《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》提出，調峰服務價格上限原則上不高于當地平價新能源項目的上網電價。目前寧夏0.6元/千瓦時的調峰補償未來可能會明顯降低。“同時，租賃市場表現不佳，此前新能源配建儲能缺乏約束性的獎懲機制，發電企業配儲或租賃的意愿不強，導致獨立共享儲能容量出租率很低，有的電站僅租出去10%，無法收回成本。”

　　針對上述情況，《征求意見》明確要求，增量新能源項目配儲租賃到期后未續租的，視同不滿足配儲要求，不符合并網條件，在重新完成配儲前暫停調用;存量新能源項目未配儲或配儲租賃到期后未續租的，在新能源消納困難時優先棄電至裝機容量的10%。并網新能源項目未配儲時間超過30天的，重新續租或自建時，按原配儲比例2倍規模配置(時長不變)。新能源場站通過容量租賃配儲的，租賃合同期限原則上不低于1年。自建或簽訂多年(3年及以上)租賃合同的新能源場站，增加優先發電計劃安排。

　　“寧夏的政策很直接，將倒逼新能源企業加大對儲能項目的投資力度。”業內人士認為，此舉客觀上將提升寧夏增量和存量儲能資產的租賃利用率，提升獨立共享儲能收益。

　　構建長效市場機制是關鍵

　　值得注意的是，共享儲能發展的核心邏輯，同樣是基于各地對“新能源+儲能”的政策要求，但并未解決盈利核心問題。儲能只有成為企業的盈利點而不是負擔，產業才能健康長遠發展。

　　上述業內人士指出，新能源配儲是促進新能源與調節資源優化組合、多能互補的重要路徑，也是實現電網友好型新能源場站建設運行的現實選擇，同時也要科學看待新型儲能作用發揮，認識到短時儲能在保供應、促消納方面存在的邊際效應遞減現象，厘清全國電力負荷和可再生能源發電分布的差異性和缺口，做好規劃部署，把握建設節奏和保障建設有效性。

　　長遠來看，建立長效的市場機制才是儲能產業發展的關鍵。岳芬指出，國內電力市場尚不成熟，無法通過市場這只無形的手很好地優化配置資源。但也應看到，一方面，新能源消納紅線從原來的不低于95%調整為不低于90%，調峰服務價格上限原則上不高于當地平價新能源項目的上網電價，在此政策引導下，因提高有限消納比例而強制配儲的現象將有所緩解，促進新能源經濟性消納;另一方面，國內已經在向市場化方向快速推進，包括更多的現貨市場試點轉向正式運行，新能源也在加快入市。當新能源全部進入市場，市場價格能夠充分、真實反映真實供需，儲能才有望真正發揮作用，屆時儲能就不再是新能源的負擔，而是幫助新能源擴大收益的手段。

　　當前，儲能項目的調用問題也得到有關部門高度重視。今年4月，國家能源局印發《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知》，要求電力調度機構應根據系統需求，制定新型儲能調度運行規程，科學確定新型儲能調度運行方式，公平調用新型儲能調節資源。積極支持新能源+儲能、聚合儲能、光儲充一體化等聯合調用模式發展，優先調用新型儲能試點示范項目，充分發揮各類儲能價值。