证券时报记者 刘灿邦
今年“136号文”发布前，新能源项目强制配储的时代已经延续了五年，但过往实践中，强制配储令新能源开发商一度面临储能调用频率低、商业模式不清晰、投资收益不佳等诸多难题。此前有数据显示，全国新能源配储平均利用率仅31%，大量储能设施处于“建而不用”的闲置状态。
不过，市场的走向出乎意料，今年8月，国内储能系统/EPC招标采购量达到69.4GWh，刷新单月纪录。
储能市场的变化伴随着新能源产业政策变化，从有补贴到去补贴，从全额保障性收购到保障性收购小时数持续下滑，再到市场化竞价上网，新能源与储能在共同构筑新型电力系统中的关系如“跷跷板”一般微妙，对于储能而言，新能源不再高不可攀。
近日，山东成为“136号文”竞价落地的首个省份，风电、光伏机制电价较煤电基准电价均有不同程度折让，特别是光伏0.225元/kWh的竞价结果给从业者泼了一盆冷水，有从业者为此感叹“中标的和没中标的都哭了”——中标的项目难免蒙受损失，而没中标的在下一轮竞价中势必报出更低的价格。
面对这种局面，新能源开发商要么放弃投资，要么配置一部分储能，在用电低峰期将剩余用电储存起来，在用电高峰期将存储的电量释放出来，避免低电价甚至负电价竞争，转而赚取高电价时段的收益。
过去，新能源高比例收购的时代，新能源业主不需要为风光新能源的销路犯愁，而现在，新能源业主也要更多承担社会保障责任。在这其中，保障消纳，为经济社会绿色低碳转型是应有之义，而在面临弃风弃光风险时，配置储能又是最有效的途径之一。
在强制配储的政策驱动时代，风电、光伏与储能的关系相对割裂，是“两张皮”状态。如今，市场驱动因素显著增强，风光储融合发展有了更坚实的基础，越来越多从业者看到了风光储融合的必然。
过去，央国企一直以来都是风光项目的投资主力，随着“136号文”的实施，央国企开始“退居二线”，储能建设需要新的建设主体来担当。从新型电力系统建设的角度，风光储必然融合发展，从项目建设主体的角度来看，风光与储能资源对应关系会更具灵活性，各主体之间也会碰撞出更多的商业可能。
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