▶  本报记者  叶伟

　　如今，在能源圈，热度居高不下的非储能莫属。

　　今年以来，海南、山东、山西、宁夏、青海、内蒙古、贵州等多个省份发布新能源配置储能方案，新建项目配置储能比例主要集中在5%-20%之间。各地配储政策高度相似，引发业内广泛关注和思考。

　　业内人士表示，“新能源+储能”是大势所趋，但这些政策又给风电、光伏行业戴上了成本高企的“紧箍咒”。

　　多地力推“新能源+储能”

　　3月15日，海南省发改委发布《关于开展2021年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知》，明确提出每个光伏申报项目规模不得超过10万千瓦，且必须同步配套建设备案规模10%的储能装置。

　　记者梳理发现，今年以来，除了海南省外，明确提出新能源发电配置储能比例的省份已达8个。比如宁夏要求，“十四五”期间，新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上；青海提出，新建新能源项目配置储能设备比例不低于10%、储能时长2小时以上；山东提出2021年新能源场站原则上配置不低于10%储能设施，山东省新型储能设施规模达到20万千瓦左右。

　　为什么各地均要求新能源配置储能？“随着行业的发展成熟，储能系统已成为行业公认的解决新能源波动性及弃光弃风问题的方案。在‘风光’的基础上配置储能，对风电、光伏进行进一步的优化和补偿，提高发电的稳定性和连续性，并能够降低弃光弃风损失。”科华数据股份有限公司新能源事业部副总经理曹建表示，在风电、光伏度电成本不断下降的趋势下，配套储能已经初步具备可行性。

　　“新能源与储能的结合是必然趋势。”阳光电源股份有限公司光储事业部储能销售中心总经理陈志认为，各地出台政策，要求新建新能源项目配置一定比例的储能，可以看出“新能源+储能”以促进新能源消纳障碍被各地给予厚望。“因为储能是解决光伏、风电等新能源间歇性及波动性，促进消纳、减少弃风、弃光的重要手段。”

　　强制推行待商榷

　　虽然“新能源+储能”是大势所趋，但多地整齐划一强推新能源配储能，引发能源圈担忧。业内人士表示，强行推进新能源配套储能，将使刚刚迈过平价“成人礼”的风电、光伏行业再次“负重前行”。

　　“加装储能肯定会增加新能源企业的投资成本，而储能配比是一个重要的考量因素。”陈志表示，一些省份由于储能配比过高，会导致政策难以落实。

　　新能源配储能究竟会带来多少额外成本？以光伏为例，按照1MWh的费用为200万元计算，1.4GW光伏电站配备容量不低于5%的储能装置，需要额外支出费用约为1.4亿元。

　　“一些新能源项目为了完成并网要求而安装储能，为了节约成本，什么产品便宜就安装什么产品。”一位不愿具名的业内人士说，由于某些省份对配备的储能产品缺少具体标准要求和监管，致使很多新能源配备的储能成了摆设，发挥不了应有作用。

　　“在没有成熟的盈利模式下强推储能，会造成市场上出现只追求价格低廉，无视产品质量性能、劣币驱逐良币的现象。”陈志表示，在配备比例、标准以及强制配储能之后如何监管还有许多细节需要完善。

　　“储能不是不能加，一些业内人士反对的是简单粗暴的强制配比要求。”国家发改委能源研究所研究员时璟丽表示，如果处理不好光伏配储能的比例问题，储能行业很可能出现劣币驱逐良币的情况，对于可再生能源提升消纳作用也会很有限。

　　因地制宜多元化发展

　　为推动新能源与储能良性发展，业内人士表示，可以取消无效配置，合理差异化配置储能。“实际上新能源配储能最终目的是为了让二者更好地发展，因此配多少、如何配，应该根据利用效果来配置。”

　　时璟丽认为，新能源配储能想要延续的最好办法，是放开市场机制，让新能源企业自己去选择。

　　同时，储能成本高企的问题也需要解决。据悉，电化学储能目前的度电成本大致在0.6-0.9元/千瓦时，距离规模应用的目标成本0.3-0.4元/千瓦时还有较大的差距。“如何降低建设和运维成本是绝大多数电站业主都关心的问题。”陈志表示，储能系统产业链的各个环节如电芯、变流器等，均可以通过技术进步来降低成本。

　　“要明确储能的独立市场地位。”曹建认为，储能设施既可以与光伏、火电等电源组合成整体，参与电力系统的调峰、调频服务，获得收益；也可以作为独立的市场主体，针对不同的储能容量、电压等级提供多样化的辅助服务和市场交易，实现储能的市场化应用。此外，还需完善储能在电力系统中的价值体系，通过市场机制构建和创新，明确储能在辅助服务、电力现货交易等方面的价值，通过开放、规范、完善的电力市场，推动储能产业形成真正的商业化应用。