加碼儲能愈演愈烈，“新能源+”行業蓄勢待發

近日，山東省印發《風電、光伏發電項目并網保障實施辦法（試行）》征求意見稿，將儲能容量配置比例作為風光項目并網的最優先條件，并對新能源直供等“新能源+“產業模式提出了支持。從文件內容來看，風光項目將分為保障性、市場化與就地消納三類，未來根據不同項目類型、市場化程度差異和行業發展需要分類并網，這份文件將給新能源開發與投資環境帶來一些變化與啟示。

 

01 無需配置儲能的新能源保障性項目

逐漸消失

 

文件指出，僅戶用光伏、工商業分布式光伏、2023年底并網的海上風電、2025年底并網的海上光伏可免于配置儲能。在執行過程中，戶用、工商業分布式光伏項目雖未要求配置儲能，但山東部分地區如棗莊市于2022年初發布了全省首個針對分布式光伏儲能配置標準的文件，同時也是全國范圍內新能源配儲能要求中配置比例最高、時長最長的標準文件（15~30%/2-4小時）。

 

 

可以預見，隨著政策的執行，免于配置儲能的所謂保障性項目將逐步成為歷史，更多類型的新能源項目將增加投資壓力。

 

02新能源配儲由強配轉向“自愿”

儲能配置壓力有增無減

 

文件指出，將儲能容量配置比例作為風光項目并網的最優先條件，按照統一的排序規則依次保障并網。陸上風光集中式市場化項目按照配儲容量比例（儲能容量/新能源裝機規模）＞儲能規模比例（儲能規模/新能源裝機規模）＞共享儲能＞自建儲能＞租賃儲能的優先級進行排序，依次納入年度開發建設容量，直至達到容量規模上限。

 

本次所發布的文件并未指明儲能配置比例的上限，正式稿中是否能夠明確尚未可知，但按照目前規則來看，儲能配置比例越大越占優，這無疑會增加投資門檻，同時也可能導致新能源市場的惡性競爭進一步加劇。

 

03 靈活性調節資源多元化火電靈活性

改造優勢明顯

 

文件指出，市場化項目配套的不同類型儲能可按照儲能容量(可存儲電量，MWh)進行統一折算，煤電靈活性改造按新增深調能力的10%×8小時折算，燃氣機組按核定調峰能力（MW）×8小時折算，可再生能源制氫按制氫裝機運行規?！林茪鋾r長（最多不超過8小時）折算，按照上述要求與折算規則，儲能容量比例最高的項目將獲得最優先級。

 

 

擁有自備電廠及通過煤電靈活性改造獲取指標的企業將占據更大優勢，風光制氫模式將在初始投資等方面優于配置電化學儲能模式。而共享儲能、自建儲能、租賃儲能的優先級依次排在后面，對當前“火熱”的共享儲能、租賃儲能等商業模式或將是一種糾偏。

 

04 就地消納需求迫切

“新能源+”產業賽道初顯

 

文件指出，就地消納項目是指不增加電網調峰壓力的風電、光伏發電項目，主要包括不接入公共電網的項目、電力專線供電的新能源自備電站以及發電全部制氫、海水淡化等項目?！靶履茉措娏＞€”、“新能源自備電站”等模式將吸引企業和園區主動投資建設自備電站、主動與周邊的新能源電站建立直供電關系，從部分角度來說將為有用能需求的企業及園區的能源供應和新能源電站的發展提供另一條解決途徑。同時，該類項目由市級能源主管部門組織實施，從一定程度上也簡化了申報流程，對“新能源+“產業這種就地消納模式的支持力度可見一斑。

 

但需要注意的是，此類項目要求“不增加電網調峰壓力”、“不接入公共電網”，對開發企業來講，一方面需要與用能企業充分達成一致，保證新能源電量的消納與用能負荷的持續性，另一方面，項目需要有自主調峰能力，必然離不開儲能等設施的投入，也會導致投資成本增加。

 

05 對未來新能源行業的啟示

 

結合文件全文，不難看出，能源結構的調整需求將不斷催生新的場景，需要構建多元化、復合型的能源供需體系。對新能源開發企業來說，隨著行業的發展與市場需求的不斷提升，單一化的產品及應用場景將逐步失去競爭力，新能源的未來將逐步脫離依托電網發展的方向，轉向與產業結合的賽道，同時也更加考驗企業自身的創新能力與投資決心。

文章來源：能見