加码储能愈演愈烈，“新能源+”行业蓄势待发

近日，山东省印发《风电、光伏发电项目并网保障实施办法（试行）》征求意见稿，将储能容量配置比例作为风光项目并网的最优先条件，并对新能源直供等“新能源+“产业模式提出了支持。从文件内容来看，风光项目将分为保障性、市场化与就地消纳三类，未来根据不同项目类型、市场化程度差异和行业发展需要分类并网，这份文件将给新能源开发与投资环境带来一些变化与启示。

01 无需配置储能的新能源保障性项目

逐渐消失

文件指出，仅户用光伏、工商业分布式光伏、2023年底并网的海上风电、2025年底并网的海上光伏可免于配置储能。在执行过程中，户用、工商业分布式光伏项目虽未要求配置储能，但山东部分地区如枣庄市于2022年初发布了全省首个针对分布式光伏储能配置标准的文件，同时也是全国范围内新能源配储能要求中配置比例最高、时长最长的标准文件（15~30%/2-4小时）。

可以预见，随着政策的执行，免于配置储能的所谓保障性项目将逐步成为历史，更多类型的新能源项目将增加投资压力。

02新能源配储由强配转向“自愿”

储能配置压力有增无减

文件指出，将储能容量配置比例作为风光项目并网的最优先条件，按照统一的排序规则依次保障并网。陆上风光集中式市场化项目按照配储容量比例（储能容量/新能源装机规模）＞储能规模比例（储能规模/新能源装机规模）＞共享储能＞自建储能＞租赁储能的优先级进行排序，依次纳入年度开发建设容量，直至达到容量规模上限。

本次所发布的文件并未指明储能配置比例的上限，正式稿中是否能够明确尚未可知，但按照目前规则来看，储能配置比例越大越占优，这无疑会增加投资门槛，同时也可能导致新能源市场的恶性竞争进一步加剧。

03 灵活性调节资源多元化火电灵活性

改造优势明显

文件指出，市场化项目配套的不同类型储能可按照储能容量(可存储电量，MWh)进行统一折算，煤电灵活性改造按新增深调能力的10%×8小时折算，燃气机组按核定调峰能力（MW）×8小时折算，可再生能源制氢按制氢装机运行规模×制氢时长（最多不超过8小时）折算，按照上述要求与折算规则，储能容量比例最高的项目将获得最优先级。

拥有自备电厂及通过煤电灵活性改造获取指标的企业将占据更大优势，风光制氢模式将在初始投资等方面优于配置电化学储能模式。而共享储能、自建储能、租赁储能的优先级依次排在后面，对当前“火热”的共享储能、租赁储能等商业模式或将是一种纠偏。

04 就地消纳需求迫切

“新能源+”产业赛道初显

文件指出，就地消纳项目是指不增加电网调峰压力的风电、光伏发电项目，主要包括不接入公共电网的项目、电力专线供电的新能源自备电站以及发电全部制氢、海水淡化等项目。“新能源电力专线”、“新能源自备电站”等模式将吸引企业和园区主动投资建设自备电站、主动与周边的新能源电站建立直供电关系，从部分角度来说将为有用能需求的企业及园区的能源供应和新能源电站的发展提供另一条解决途径。同时，该类项目由市级能源主管部门组织实施，从一定程度上也简化了申报流程，对“新能源+“产业这种就地消纳模式的支持力度可见一斑。

但需要注意的是，此类项目要求“不增加电网调峰压力”、“不接入公共电网”，对开发企业来讲，一方面需要与用能企业充分达成一致，保证新能源电量的消纳与用能负荷的持续性，另一方面，项目需要有自主调峰能力，必然离不开储能等设施的投入，也会导致投资成本增加。

05 对未来新能源行业的启示

结合文件全文，不难看出，能源结构的调整需求将不断催生新的场景，需要构建多元化、复合型的能源供需体系。对新能源开发企业来说，随着行业的发展与市场需求的不断提升，单一化的产品及应用场景将逐步失去竞争力，新能源的未来将逐步脱离依托电网发展的方向，转向与产业结合的赛道，同时也更加考验企业自身的创新能力与投资决心。

文章来源：能见

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