智库视点｜提升新能源配储利用率 发挥储能商业价值

储能已经被明确定义为我国建设新型电力系统不可或缺的重要组成部分，风电、光伏发电等新能源电站通过配置储能项目，能有效存储并适时释放多余电量，大幅降低弃风弃光率，促进大规模清洁能源的消纳。截至2023年底，已有24个省市自治区出台规定，将新能源发电配置储能作为新能源并网的前提条件。

然而，作为现阶段电化学储能系统应用最广的领域，新能源配储项目普遍存在利用率低现象。2022年，我国新能源发电侧配储在电化学储能市场中占比达到38.7%，但其平均等效利用系数为6.1%，仅为电化学储能项目综合平均利用率的一半，利用率严重不足。因此，需要进一步优化新能源发电侧储能配置模式，完善市场交易机制，提升配储系统利用率，发挥其潜在商业价值。

| 新能源发电侧“强制配储”与盈利模式不成熟导致配储利用率较低

现阶段，新能源配储建设缺乏合理规划。目前各省市对于新能源发电配储的比例普遍要求在5%~20%之间，储能时长要求1~4小时不等。然而，由于各地风光资源有一定差异性，因此对于储能的配置要求不应“一刀切”，同质化的配储要求不仅缺乏依据，还会导致配储建设无法满足实际需求，引发重复建设和资源浪费。

另外，新能源发电侧配储的商业盈利模式也有待完善。新能源发电侧配储收益主要来源于电能量转换与辅助服务，但现阶段多地市场和价格机制尚未成熟，导致部分地区新能源配储项目没有市场主体身份，无法参与电力市场交易，部分地区容量补偿标准的波动导致企业配储利用的收益不稳。商业回报模式的不清晰，一定程度上影响了发电企业对配储利用的积极性。

| 提升配储利用率应加强统一规划，完善市场交易机制

第一，因地制宜优化新能源配储建设。结合不同区域的风光资源特点、消纳能力、电网结构、负荷特征、调峰调频需求等因素，制定差异化的新能源储能配置比例和时长要求，加强配储设施技术路线引导和统一规划建设布局，配置集中式储能项目，推动发电侧配储项目的区域共享示范，优化统一调度和并网控制，提高配储设施的利用率。

第二，扩大新能源配储的盈利空间。完善新能源配储的电价交易机制，推动市场和价格机制的成熟，明确新能源发电企业的市场主体身份，鼓励发电侧配储主动参与各类电力市场交易，探索商业回报模式，拓宽盈利空间。

第三，加强配储设施的监管规范。主管部门应加强对地方新能源配储的监督检查，开展定期巡检、专项检查和随机抽查等，并建立配储系统的监管平台，确保配储设施的安全运行和高效利用。

(文/国研智库未来产业发展研究中心 吴鹏飞)