广东：平衡与探索
2024年1月，一则消息触动广东新能源企业的“敏感神经”。有企业透露，2024年，广东将加大对新能源配储的执行力度，2023年7月1日后新增并网但未配置储能的集中式风电、光伏项目，将被停止发电并网。
2023年5月，广东省发展改革委、广东省能源局印发《广东省促进新型储能电站发展若干措施》(以下简称《措施》)，要求2022年以后新增规划的海上风电项目以及2023年7月1日以后新增并网的集中式光伏电站和陆上集中式风电项目，按照不低于发电装机容量的10%、时长1小时配置新型储能。
配储带来的成本增加是多数新能源企业的痛点。部分计划于2023年7月前后并网的新能源项目，则因来不及配储或没有预留配储资金，导致项目无法如期投产。
实际上，广东是国内较晚出台新能源配储政策的省份。业内人士表示，政策制定者谨慎出台配储政策，一方面是担心增加新能源企业的负担，另一方面是广东气电、抽水蓄能等调节资源较为丰富。
在广东的自有电源中，气电提供了约13%的发电量。据《人民日报》2024年1月26日消息，粤港澳大湾区的抽水蓄能装机已达到968万千瓦，接近全国抽水蓄能装机总量的五分之一。根据规划，到2025年，广东气电和抽水蓄能将分别新增装机3600万千瓦和240万千瓦。有从业人士指出，在此背景下，广东对新型储能的需求没有山东、湖南等省份那么强烈。
但也有电力调度机构人士认为：“广东现有的气电、抽水蓄能等发挥了重要的调节作用，但随着新能源大规模发展，电力系统调峰、调压的矛盾突出，灵活调节资源不足，对新型储能的需求极为迫切。”支持配储政策的从业人员也提到，新能源发展导致系统调节难度增大，配储政策的核心是明确了新能源需要承担一定的调节责任。
观望配储方式
《措施》提出，新能源配储可选择众筹共建(集群共享)、租赁或项目自建等方式。广东储能投资企业从业人员表示，目前广东新能源企业对选择何种配储方式仍持观望态度，“因为成本都不低”。
《南方能源观察》(以下简称“eo”)梳理发现，国内各地普遍要求配储放电时长为2小时及以上，1小时放电时长的要求较少。该储能从业人员介绍，基于同样的放电功率，放电1小时的储能电芯成本比放电时长2小时的要高约30%，推高配建和租赁储能的成本。
部分新能源企业认为，投建储能的成本难以回收，调用率低，同时还存在安全运营风险，故倾向于租赁共享储能。也有企业测算发现，因新能源接入共享储能要增加调度、输变电等相关设备成本，自建储能的成本可能比租赁低。储能从业人员表示：“有预留相关经费的企业，有意愿自建储能。他们认为电力市场机制政策将逐步优化调整，如后续自建储能有机会转为独立储能。”
受访人士认为，从安全性和利用率出发，独立共享储能是比较合适的配储选择。
《广东省能源局关于新能源发电项目配置储能有关事项的通知》中提到，鼓励采用众筹共建(集群共享)和租赁的配储方式。在租赁方式上，该通知要求租赁合同覆盖项目运营全生命周期，可分期租赁，每期租赁期限一般为5年。上述储能从业人员介绍，他所在的公司已和一家新能源企业签订协议，在其电源侧投建一个独立储能，为其提供全容量租赁服务，并以收取租赁费的方式回收成本。
他提到，部分企业对未来新型储能参与电力市场的收入有较高的预期，开始压低租赁价格，抢占市场。“虽然广东出台了新型储能参与市场的相关政策，但具体落地情况、收入预期还不明确。”
在配储政策出台前两个月，广东省能源局、国家能源局南方监管局印发《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》，提出独立储能和电源侧储能可以参与中长期、现货电能量交易和辅助服务交易，其中新能源和配建储能作为整体联合参与市场交易。
eo了解到，目前，广东独立储能电站已有参与电力现货市场、辅助服务市场的实践。在独立共享储能投运后，由投资方还是储能租赁方参与电力市场交易，目前尚无定论。
合理规划配置
截至2024年2月1日，广东梅州宝湖独立储能电站已参与电力现货市场满4个月。该电站“入市”，为后续广东更多类型的新型储能参与市场“探路”。
据介绍，该电站以“报量报价”方式参与现货市场交易，能根据实时价格信号调节充放电策略，充放电价格按现货价格结算。但知情人士透露，由于现货价差较小，储能的盈利情况仍不够理想。
“当前中长期市场在国内的电能量市场中份额较大且价格波动较小，多地现货价差也不够大，储能参与电力市场的盈利空间较为有限。”他强调，广东要持续推进电力市场化改革，进一步凸显电力的商品属性，让新型储能的市场收益和其良好的调节性能相匹配。
受访人士普遍提到，广东要根据实际需求，合理规划新型储能发展。在现有调节资源较丰富的背景下，广东对新型储能的调节需求，较大部分将来自海上风电。
2023年底，广东惠州港口二和阳江青洲一、二等海上风电项目投产，广东海上风电总装机规模突破1000万千瓦。预计到2025年，广东海上风电投产规模将达1800万千瓦。
电力调度从业人员介绍，海上风电通常在夜间大发，彼时处于用电负荷低谷期，电网调峰压力较大。此外，海上风电出力波动幅度较大，若遇到寒潮等风力较大的情况，风机的出力能在一个小时内从0飙升到1000万千瓦，因此需要配置储能发挥一定的能量时移作用。
新型储能的合理配置，也落在对配储政策的具体执行上。根据《措施》，新能源配储时长要求为1小时。有从业人员指出，该配储要求基于光伏配建储能在午间充电，所需时长约1个小时。“各地要因地制宜配置一定时长的储能，如湛江、肇庆等新能源较富集但用电负荷较小的区域，可配置更长时长的储能，进一步提高可再生能源的利用率。”
配储下一步：明确需求、扩大价差
业界对新能源和新型储能相生相辅的关系已有共识，但储能设备利用率不高、成本回收难等挑战也客观存在。受访人士普遍提到，推动新型储能健康发展，首先要回答“需不需要”这一问题。
裴善鹏认为，当前或短期内，部分水电资源丰富、没有供暖季的省区对新型储能的需求可能不大。但从长远看，随着新能源规模不断扩大，系统灵活调节需求将显现，新型储能的建设需要在市场规则、技术标准、建设管理等多方面进行创新摸索并建设一套支撑体系，很难一蹴而就，因此提前布局新型储能有一定必要。
各地资源禀赋、能源发展情况不同，对新型储能的功能和规模需求也各异。他建议，各省区要分析自身的实际需求，规划发展所需的储能类型和规模，保障储能的合理利用率。“在储能规划匹配具体需求后，各地再配套相应的市场机制、盈利渠道，新型储能行业才能可持续发展。”
熟悉湖南新型储能的人士表示，新能源配储是市场选择的行为，如“三北”等集中式新能源富集的地区有较为强烈的需求。“但储能的形式多种多样，如何平衡抽水蓄能、长时储能和当前正热的电化学储能，则要回归技术逻辑，根据其技术特性匹配电网的调峰、调频等实际需求。”
主要发电集团山东区域公司的从业人员则表示，新型储能具有良好的调节性能，能解决当前电网存在的较多问题，但储能的功能还有待进一步挖掘。有观点认为，只要有相关支持政策，新型储能就能实现盈利，但实践证明并没有那么简单，结果也不一定理想。“储能要先证明能干什么、为电力系统提供什么价值，再来要求支持政策。”
电价差是新型储能盈利的核心因素，通过峰谷价差套利是当前较成熟的商业模式。随着各地电力市场建设逐步推进，新型储能参与现货市场并根据价格信号充放电将成为新型储能的重要盈利模式。从业人员普遍认为，新型储能的发展离不开电力市场。要进一步推动电力市场化改革，扩大电价差，形成真正反映市场供需的电价，让新型储能等多元市场主体在现货市场中获得匹配其价值的收入。
裴善鹏表示，新能源大规模发展，改变了以火电、水电为主要电源的较稳定的电力系统形态，需要由现货实时价格调节供需。“若价格不变或波动性较小，成本较高的电源、新型储能等便不愿意发挥顶峰调节的功能，对整个电力系统都是不利的。”
“要求新能源配储的核心目的是降低电力系统的波动性。”广东储能从业人员表示，新能源机组参与电力现货市场、辅助服务市场的规模将逐步扩大，市场可适当加大对新能源机组功率预测、出力等的考核力度，倒逼企业通过配储、购买调峰资源等形式满足考核要求。
附表：
部分省(自治区、直辖市)新能源配置储能要求
