中国储能网讯：2024年，各地的新能源配储政策出现两个明显的变化，一方面趋严趋紧，另一方面，一些地方开始弱化“强配储”，鼓励科学配储、按需配储。
伴随新能源配储逐渐向市场化转向以及容量租赁市场化脚步加快，独立储能或将进入高速增长期，推动储能行业朝着规范有序方向发展。
新能源配储政策“两级分化”
近年来，新能源的快速发展带来的消纳问题使得储能装机逐年实现跨越式增长，国家能源局前不久公布的数据显示，2024年，新型储能保持快速发展态势，装机规模突破7000万千瓦。
截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时（73.76GW/168GWh），约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。
根据国家能源局之前披露的数据，截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时（31.39GW/66.87GWh），因此计算，2024年，中国新型储能投运项目净增长42.37GW/101.13GWh。
储能装机的高速增长离不开各地实行的强制配储政策，这些政策的出发点原本是为了解决消纳问题，减少弃风、弃光现象，提高新能源消纳率，可在实际中，储能电站建而不用、建而不调、利用率低等问题广为行业诟病，不仅造成了资源浪费，也增加了投资企业的负担。
实际上，早在2021年7月，国家发改委、国家能源局发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》中就明确，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。
《通知》的出发点是促进可再生能源消纳，主基调是“鼓励”“自愿”。但各地在执行过程中，将配建储能作为新能源建设的前置条件，“鼓励引导”逐渐变成“强制配储”。
据不完全统计，2020至2023年间，全国各地出台了近90项新能源配储政策，配储比例为5%至55%、时长1至4小时不等。
到了2024年，新能源配储政策总体上趋紧趋严。
据数字储能网不完全统计，2024年中，全国至少有45项政策规定风电、光伏等新能源配置储能。
其中，多地提升了储能配置要求，比如，山东、安徽以储能配置比例评选新能源项目，部分项目达50%-100%，新疆、内蒙要求4小时配置，强制配储占电源侧比重超80%。
2024年4月，国家能源局推动“千乡万村驭风行动”，旨在大力发展乡村风电，截至目前，十多个省区响应并发布相关文件，其中甘肃、河北、广东、湖北等省明确提出了风电开发配储的硬性要求，如湖北要求按20%比例、2小时时长配储。
另外，自分布式光伏深陷消纳危机以来，河南、江苏、浙江、山东、河北、湖南等多地出台了分布式光伏项目配储具体要求，配储比例在装机容量的8%-30%之间。
部分地区还加大了对于未按期、足额配储的新能源项目惩罚力度。
2024年9月，青海电力市场管委会在《青海省新型储能参与电力市场交易方案》征求意见稿中明确，未按期、足额配储的新能源项目自并网之日起，对其辅助服务费用分摊设置3倍惩罚系数，同时在存在弃风弃光情况时“优先承担发电受限影响”。
值得一提的是，2024年中，强制配储的政策也出现了弱化的趋向。
2024年4月24日，国家能源局综合司就《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》公开征求意见，其中提到，科学安排储能建设，按需建设储能。根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类型、多元化储能科学配置等关键内容。
征求意见稿公布后，不少业界人士将其解读为“强制配储政策正在转向”。
5月29日，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》。其中，在“非化石能源消费提升行动”一则中提出，“科学合理确定新能源发展规模，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%”。
业内认为，当消纳率不再成为考核标准，强配储的发展空间也将减弱。
从一些地方的最新政策看，也在有意弱化强配储。
2024年12月初，广西壮族自治区发展和改革委员会、广西壮族自治区能源局、广西壮族自治区农业农村厅发布《关于推进广西分散式风电开发建设的通知》，将分散式风电分为两类，并提出分散式风电项目遵照自愿原则配置储能。
12月18日，河南省发展和改革委员会发布关于开展新能源配建储能转为独立储能工作的通知，已投运或在建的配建储能可按要求转为独立储能。
2015年1月，陕西省开启2025年风光项目竞配，确定2025年新增保障性并网风电和光伏发电项目建设规模共计1000万千瓦，根据评分指标，陕西省并未对新能源配置储能做出要求。
1月15日，上海市发改委发布《关于2024年度“风光同场”海上光伏项目竞争配置结果的公示》，国家电投、申能集团，获得1GW海上光伏项目。
根据上海市此前公布的文件，本次确定竞配结果的项目或将按需配置储能。
2024年8月26日，上海市发改委印发《上海市“风光同场”海上光伏 开发建设方案》提出2024年启动首轮海上光伏项目竞争配置，规模不低于100万千瓦，鼓励投资主体按需配置储能。
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独立共享储能崛起
从商业模式上看，投资储能要想盈利，就需要提高储能利用率，独立共享储能被认为是目前解决新能源消纳难，降低投资主体成本比较好的办法。
逐步取消强制配储，由共享或独立储能来代替正在成为行业的共识。
独立共享储能作为一种融合技术创新与商业模式创新的储能解决方案，由第三方投资建设共享储能电站，多个新能源电站或用户共同使用，无需各自建设独立的储能设施，大大降低了发电企业及用户的初始投资成本。
这种模式打破了传统储能设施与发电机组间单一固化的服务模式，构建一种 “一对多” 的全新商业化服务框架，加强了电网侧、电源侧以及用户侧分散的资源连接。
目前，容量租赁收入是独立储能电站最重要、占比最高的收入，决定了独立储能电站的经济性。
容量租赁，即独立储能电站为风电、光伏等新能源电站提供一定容量的租赁服务而获得租金，新能源电站可以通过租赁获得配置储能容量，这样既提高了储能利用率、也拓宽了储能收益渠道。
近两年，政策、应用等环节正在推动独立共享储能崛起。
应用层面，大储应用场景从强制配储向独立储能转变趋势明确，数据显示，2020年至2024年，百兆瓦级以上大型电站装机占比由23%提升至58%，电化学储能逐步向集中式、大型化发展，其应用场景主要为独立储能，占大型电站总装机的75%以上。
2023年，新型储能新增装机中约54%为电网侧独立储能，进入2024年，独立储能的市场份额进一步提升。
据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年1-12月，电网侧独立/共享储能新增装机项目206个，装机规模达22.93GW/56.22GWh，容量占比65.43%。
1-12月并网的电网侧独立/共享储能项目总投资额超806.15亿元。
就业主方分析，1-12月中核集团装机规模最大，达1.06GW/3.38GWh，容量占电网侧新增装机的6%，总投资超66.2亿元，其次为国家能源集团装机规模为1.02GW/2.67GWh，规模排第三的为国电投，装机规模1.08GW/2.37GWh。
此外，大唐集团、中储国能、华电集团、协鑫集团、中广核、中能建、三峡集团、华能集团独立/共享储能项目新增装机均在1GWh以上。
从政策层面看，鼓励投资建设共享（独立）储能电站成为大多数省份探索实现新能源消纳的新方向，通过实施独立储能示范项目也成为多数地区实现本地储能快速发展的重要手段。
比如，江苏通过实施“迎峰度夏”纳规项目，2024年上半年，新增储能装机全国夺冠。
四川、云南、内蒙古等地也在2024年首次部署了本地的独立储能示范项目。
另外，通过建设共享储能或实施容量租赁的方式满足新能源配储需求获得明确的政策支持和鼓励，其中，云南、湖南、湖北的支持政策中，独立储能可以按照装机容量的一定比例实施容量租赁；河南、河北直接要求新增新能源项目不再单独配建容量低于100MW/200MWh的储能设施。
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破局的关键在哪？
2024年以来，已有宁夏、江苏、河南、河北等多省区力推独立储能容量租赁机制，随着储能容量租赁模式的推广，未来越来越多的新能源电站或通过容量租赁形式配置储能，但这一模式的推广应用在当前也存在一定的困难。
原因在于，随着大量独立储能电站的投运，作为独立储能电站最主要的收入来源，储能容量租赁费用实现的程度与预期存在一定的差距，租赁困难成为行业普遍面临的难题。
主要有两个原因，一个是容量租赁的中标价格与各地的指导价相去甚远；另一个是储能容量租赁市场还处于早期阶段，供需双方信息不透明，匹配存在痛点。
价格方面看，在2023年国内开展新能源租赁储能的省份中，浙江、河南、广西、吉林及新疆等由政府提供租赁指导价，除新疆、四川外，各地出台的容量租赁指导价多以千万时每年的形式出现，指导价范围为：150-337元/kWh·年，平均值为243.5元/kWh·年。
但从2023年到2024年初，五大发电集团、三峡、中核等30个储能容量租赁服务招标项目报价来看，报价区间为50元/kWh·年-160元/kWh·年，中标价集中在105-135元/kWh·年，均价约在109元/kWh·年。
新华财经曾对宁夏储能电站运营收益情况做了走访调查，容量租赁市场表现不佳，有的电站只有一家租赁客户，仅出租了10%的容量，发电企业租赁意愿不强烈，询价多，实际租赁少。
2024年10月，《问政山东》栏目第177期直播也谈到了容量租赁的难题，有企业表示，作为储能企业最主要盈利渠道，容量出租率达到70％到80％时，企业才能收支平衡。然而，调查显示，一部分储能电站的出租率并不高。
其中一个原因在于，储能项目建成后，储能电站很难及时找到需要租赁“储能容量”的新能源企业，新能源企业也不容易和储能企业取得联系。供需两端的双向奔赴难以实现。
因此，要更好地发展储能容量租赁模式，关键在于做好顶层设计，需要国家相关部门出台支持政策，做好总体规划，创新体制机制。
比如，针对当前独立储能租赁周期普遍较短的问题，探讨延长租赁周期的措施，从而缩短储能项目的回收期提高项目的盈利能力和投资吸引力。
另外，在推进储能容量租赁市场时，需要关注实际租赁价格与指导价格的差异，并探索合理的价格机制，以促进储能市场健康发展。
还有，加大供需双方信息透明度，为容量租赁市场搭建沟通和合作的桥梁。
作者：吴涛|一审 吴涛|二审 储观|三审 刘敏
