随着全球能源转型的深入推进，新型储能技术作为实现能源结构优化和提高能源利用效率的关键手段，日益受到各国政府和企业的高度重视。然而，在实际操作中，储能建设的观望态度和消极应对现象却成为制约新型储能发展的一大障碍。
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。
总之，要想打破“审而未建”的局面，推动新型储能产业的蓬勃发展，必须从多方面入手，形成政府、企业和投资商共同努力的良好格局。只有在各方共同努力下，新型储能技术才能真正发挥其潜力，为全球能源转型和可持续发展做出更大的贡献。
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