廣東：平衡與探索

2024年1月，一則消息觸動廣東新能源企業的“敏感神經”。有企業透露，2024年，廣東將加大對新能源配儲的執行力度，2023年7月1日后新增并網但未配置儲能的集中式風電、光伏項目，將被停止發電并網。

2023年5月，廣東省發展改革委、廣東省能源局印發《廣東省促進新型儲能電站發展若干措施》(以下簡稱《措施》)，要求2022年以后新增規劃的海上風電項目以及2023年7月1日以后新增并網的集中式光伏電站和陸上集中式風電項目，按照不低于發電裝機容量的10%、時長1小時配置新型儲能。

配儲帶來的成本增加是多數新能源企業的痛點。部分計劃于2023年7月前后并網的新能源項目，則因來不及配儲或沒有預留配儲資金，導致項目無法如期投產。

實際上，廣東是國內較晚出臺新能源配儲政策的省份。業內人士表示，政策制定者謹慎出臺配儲政策，一方面是擔心增加新能源企業的負擔，另一方面是廣東氣電、抽水蓄能等調節資源較為豐富。

在廣東的自有電源中，氣電提供了約13%的發電量。據《人民日報》2024年1月26日消息，粵港澳大灣區的抽水蓄能裝機已達到968萬千瓦，接近全國抽水蓄能裝機總量的五分之一。根據規劃，到2025年，廣東氣電和抽水蓄能將分別新增裝機3600萬千瓦和240萬千瓦。有從業人士指出，在此背景下，廣東對新型儲能的需求沒有山東、湖南等省份那么強烈。

但也有電力調度機構人士認為：“廣東現有的氣電、抽水蓄能等發揮了重要的調節作用，但隨著新能源大規模發展，電力系統調峰、調壓的矛盾突出，靈活調節資源不足，對新型儲能的需求極為迫切。”支持配儲政策的從業人員也提到，新能源發展導致系統調節難度增大，配儲政策的核心是明確了新能源需要承擔一定的調節責任。

觀望配儲方式

《措施》提出，新能源配儲可選擇眾籌共建(集群共享)、租賃或項目自建等方式。廣東儲能投資企業從業人員表示，目前廣東新能源企業對選擇何種配儲方式仍持觀望態度，“因為成本都不低”。

《南方能源觀察》(以下簡稱“eo”)梳理發現，國內各地普遍要求配儲放電時長為2小時及以上，1小時放電時長的要求較少。該儲能從業人員介紹，基于同樣的放電功率，放電1小時的儲能電芯成本比放電時長2小時的要高約30%，推高配建和租賃儲能的成本。

部分新能源企業認為，投建儲能的成本難以回收，調用率低，同時還存在安全運營風險，故傾向于租賃共享儲能。也有企業測算發現，因新能源接入共享儲能要增加調度、輸變電等相關設備成本，自建儲能的成本可能比租賃低。儲能從業人員表示：“有預留相關經費的企業，有意愿自建儲能。他們認為電力市場機制政策將逐步優化調整，如后續自建儲能有機會轉為獨立儲能。”

受訪人士認為，從安全性和利用率出發，獨立共享儲能是比較合適的配儲選擇。

《廣東省能源局關于新能源發電項目配置儲能有關事項的通知》中提到，鼓勵采用眾籌共建(集群共享)和租賃的配儲方式。在租賃方式上，該通知要求租賃合同覆蓋項目運營全生命周期，可分期租賃，每期租賃期限一般為5年。上述儲能從業人員介紹，他所在的公司已和一家新能源企業簽訂協議，在其電源側投建一個獨立儲能，為其提供全容量租賃服務，并以收取租賃費的方式回收成本。

他提到，部分企業對未來新型儲能參與電力市場的收入有較高的預期，開始壓低租賃價格，搶占市場。“雖然廣東出臺了新型儲能參與市場的相關政策，但具體落地情況、收入預期還不明確。”

在配儲政策出臺前兩個月，廣東省能源局、國家能源局南方監管局印發《廣東省新型儲能參與電力市場交易實施方案》，提出獨立儲能和電源側儲能可以參與中長期、現貨電能量交易和輔助服務交易，其中新能源和配建儲能作為整體聯合參與市場交易。

eo了解到，目前，廣東獨立儲能電站已有參與電力現貨市場、輔助服務市場的實踐。在獨立共享儲能投運后，由投資方還是儲能租賃方參與電力市場交易，目前尚無定論。

合理規劃配置

截至2024年2月1日，廣東梅州寶湖獨立儲能電站已參與電力現貨市場滿4個月。該電站“入市”，為后續廣東更多類型的新型儲能參與市場“探路”。

據介紹，該電站以“報量報價”方式參與現貨市場交易，能根據實時價格信號調節充放電策略，充放電價格按現貨價格結算。但知情人士透露，由于現貨價差較小，儲能的盈利情況仍不夠理想。

“當前中長期市場在國內的電能量市場中份額較大且價格波動較小，多地現貨價差也不夠大，儲能參與電力市場的盈利空間較為有限。”他強調，廣東要持續推進電力市場化改革，進一步凸顯電力的商品屬性，讓新型儲能的市場收益和其良好的調節性能相匹配。

受訪人士普遍提到，廣東要根據實際需求，合理規劃新型儲能發展。在現有調節資源較豐富的背景下，廣東對新型儲能的調節需求，較大部分將來自海上風電。

2023年底，廣東惠州港口二和陽江青洲一、二等海上風電項目投產，廣東海上風電總裝機規模突破1000萬千瓦。預計到2025年，廣東海上風電投產規模將達1800萬千瓦。

電力調度從業人員介紹，海上風電通常在夜間大發，彼時處于用電負荷低谷期，電網調峰壓力較大。此外，海上風電出力波動幅度較大，若遇到寒潮等風力較大的情況，風機的出力能在一個小時內從0飆升到1000萬千瓦，因此需要配置儲能發揮一定的能量時移作用。

新型儲能的合理配置，也落在對配儲政策的具體執行上。根據《措施》，新能源配儲時長要求為1小時。有從業人員指出，該配儲要求基于光伏配建儲能在午間充電，所需時長約1個小時。“各地要因地制宜配置一定時長的儲能，如湛江、肇慶等新能源較富集但用電負荷較小的區域，可配置更長時長的儲能，進一步提高可再生能源的利用率。”

配儲下一步：明確需求、擴大價差

業界對新能源和新型儲能相生相輔的關系已有共識，但儲能設備利用率不高、成本回收難等挑戰也客觀存在。受訪人士普遍提到，推動新型儲能健康發展，首先要回答“需不需要”這一問題。

裴善鵬認為，當前或短期內，部分水電資源豐富、沒有供暖季的省區對新型儲能的需求可能不大。但從長遠看，隨著新能源規模不斷擴大，系統靈活調節需求將顯現，新型儲能的建設需要在市場規則、技術標準、建設管理等多方面進行創新摸索并建設一套支撐體系，很難一蹴而就，因此提前布局新型儲能有一定必要。

各地資源稟賦、能源發展情況不同，對新型儲能的功能和規模需求也各異。他建議，各省區要分析自身的實際需求，規劃發展所需的儲能類型和規模，保障儲能的合理利用率。“在儲能規劃匹配具體需求后，各地再配套相應的市場機制、盈利渠道，新型儲能行業才能可持續發展。”

熟悉湖南新型儲能的人士表示，新能源配儲是市場選擇的行為，如“三北”等集中式新能源富集的地區有較為強烈的需求。“但儲能的形式多種多樣，如何平衡抽水蓄能、長時儲能和當前正熱的電化學儲能，則要回歸技術邏輯，根據其技術特性匹配電網的調峰、調頻等實際需求。”

主要發電集團山東區域公司的從業人員則表示，新型儲能具有良好的調節性能，能解決當前電網存在的較多問題，但儲能的功能還有待進一步挖掘。有觀點認為，只要有相關支持政策，新型儲能就能實現盈利，但實踐證明并沒有那么簡單，結果也不一定理想。“儲能要先證明能干什么、為電力系統提供什么價值，再來要求支持政策。”

電價差是新型儲能盈利的核心因素，通過峰谷價差套利是當前較成熟的商業模式。隨著各地電力市場建設逐步推進，新型儲能參與現貨市場并根據價格信號充放電將成為新型儲能的重要盈利模式。從業人員普遍認為，新型儲能的發展離不開電力市場。要進一步推動電力市場化改革，擴大電價差，形成真正反映市場供需的電價，讓新型儲能等多元市場主體在現貨市場中獲得匹配其價值的收入。

裴善鵬表示，新能源大規模發展，改變了以火電、水電為主要電源的較穩定的電力系統形態，需要由現貨實時價格調節供需。“若價格不變或波動性較小，成本較高的電源、新型儲能等便不愿意發揮頂峰調節的功能，對整個電力系統都是不利的。”

“要求新能源配儲的核心目的是降低電力系統的波動性。”廣東儲能從業人員表示，新能源機組參與電力現貨市場、輔助服務市場的規模將逐步擴大，市場可適當加大對新能源機組功率預測、出力等的考核力度，倒逼企業通過配儲、購買調峰資源等形式滿足考核要求。

附表：

部分省(自治區、直轄市)新能源配置儲能要求