文｜吴昊

地方政府将高比例配置储能作为新能源发电前置条件，在当下已成为一种较普遍的现象。

日前，安徽省能源局印发《2021年风电、光伏发电开发建设方案》，其中，光伏并网容量4574MW，要求配置电化学储能容量961.5MW，风电装机容量1426MW，要求配置电化学储能容量600.4MW；同时规定电化学储能电站连续储能时长为1小时。该文件的发布，使“高比例配储能”的要求，再度引发新能源行业的关注。

有业内人士担忧，此类要求不仅会加重新能源产业负担，还会影响储能产业的长远发展。中国光伏行业协会副秘书长刘译阳接受记者采访时表示，由于当前市场机制的问题还没有解决，配储能的要求必然会增加初始投资，影响新能源的经济性。

储能闲置频现 加重新能源负担

新能源配储能是应对消纳问题的一种方式，但在高比例储能配额的强制要求下，新能源经济性正面临严峻考验。储能行业相关专家指出，2021年以来，有超过20多个省份发布了支持新能源配置储能的政策，大多数省份的配置比例要求在10%~15%，时长两小时。他表示：“对于刚刚实现平价上网的新能源项目的经济性，新能源配置储能确实会带来一定影响。”

数据显示，2020年，全国已有20个省实现光伏平价上网，但配置高比例储能后，平价上网均会受到影响。以江苏50MW、接入110kV地面光伏系统为例，2020年，地面光伏系统的初始全投资成本为3.99元/W左右，度电成本为0.372元/kWh，内部收益率为5.6%。配置储能后，度电成本升高，配置比例超过10%则无法实现平价上网。

“加装储能应该是对市场化并网部分的要求，而不是保障性并网的部分。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为，部分省份由于电网消纳的压力，普遍对今年新增的指标都提出了配储能的要求。她表示，“如此高比例的储能，必然会对光伏和风电的经济效益产生很大影响，甚至导致可再生能源开发企业无力承担这些成本。”

与此同时，在地方政府利好政策的大力推动下，虽然新型储能装机规模迅猛增长，储能企业订单快速增加，但由于储能装机只要求规模总量，而没有规定并网时间，造成当前大量储能项目闲置的现象。刘译阳表示，储能要发挥其经济性，关键在于配储能后怎么调度，如果能够推动新能源高比例大规模消纳，配储能就是合理的前提，但当下很多储能项目变成“摆设”。

新疆金风科技股份有限公司（以下简称“金风科技”）相关负责人告诉记者，由于现阶段储能的收益疏导问题没有完全解决，尚不能获得稳定收益，配置储能极大增加了新能源项目的建设成本。他还指出，由于缺少规范储能电站并网时间的政策文件，导致目前储能电站大量闲置，带来投资的浪费，同时也会减弱未来企业投资建设新能源电站的意愿。

质量隐忧凸显 安全性何以保障

在加重新能源企业负担的同时，高比例配置储能的强制要求，也会对储能的高质量发展造成不利影响。 由于在地方政府的强制要求下，新能源发电企业或将迫于成本压力，选择低价储能产品，使中高端的高质量产品不再具备竞争力，使价格战成为影响行业良性发展的因素。

“随着以新能源为主体的新型电力系统建设提出，新能源配储能成为产业近期最核心、最热门的发展机会，但在机遇背后，也隐藏着商业模式萌发初期不可避免的乱象。”行业相关专家表示，由于当前项目建设、并网标准不明，调度运行、市场参与方式和成本疏导途径不清晰，储能产业内的“踩踏”事件时有发生，严重干扰着产业自身的长远发展。

其中，低价储能产品可能造成的环境问题和安全风险，是储能长远发展的重大隐忧。记者了解到，以锂电为主的电化学储能是当下最成熟的一种新型储能，然而，锂电池目前存在回收难题。同时，由于近年来自燃和爆炸事故频发，锂电池的安全性也屡屡成为热点问题。

尤其是安全性的风险，一旦发生重大事故，就将会对储能行业前景造成巨大的负面影响。彭澎指出，很多地方政府对“配储能”只是提出容量等简单粗暴的要求，而在储能具体的效用方面，没有提出相应的管理措施，尤其是在储能的质量方面。她强调：“由于之前一些储能电站发生过起火等事故，我们希望各省能够在储能的质量监管方面积极发挥作用。”

在金风科技相关负责人看来，在新能源配储能方面，各方规划统筹的协调性不足。他认为，目前的商业模式和市场机制还不够完善，会影响投资商的热情，而强制配储会导致因低价竞争而产生安全风险，造成“劣币驱逐良币”的现象。从长远角度看，也不利于我国整体可再生能源行业的高质量发展。

商业模式待解 关注多样化发展

毋庸置疑，推动储能产业良性发展，保障大规模新能源消纳利用，需要在市场机制和商业模式方面寻求突破。 “‘新能源+储能’的发展，最关键是发挥好市场配置资源的决定性作用，需要建立市场机制，解决电网调度的问题。 ”刘译阳认为，未来，光伏电站规模将越来越大，通过“共享储能”等方式，处理好经济性难题，新能源配储能的困境就会迎刃而解。

在彭澎看来，推动储能健康发展，最好的办法是给储能建立适合的商业模式，使其能更好地运营维护，并且“尽可能自己养活自己”。如果未来储能的独立市场主体地位能够明确，在关键的节点为电网提供充放电、调峰的服务，商业模式就是可行的。“如果只是简单地采用在发电侧配储能的方式，必然会出现储能闲置、不产生经济效益的现象，所以需要给储能独立的市场主体地位，把储能提供服务的对象从单一用能企业变成电网，这样，该储能项目的现金流就会更稳定。”她表示。

金风科技相关负责人建议，应尽快确定电源侧储能电站价格机制。明确火电、抽水蓄能、电化学储能等多种辅助服务的定价原则，引导各类社会主体加大电储能投资建设力度，探索可行的商业发展模式，促进技术发展和成本下降，减轻新能源开发企业的成本负担。同时，加快推动储能电站参与各类电力市场交易，因地制宜完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制。

此外，通过因地制宜推动新型储能的多样化发展，也是未来储能发展的方向。例如，氢能的大规模、长周期储能优势，将是未来促进可再生能源规模化高效利用的重要路径；同时，在西北地区，利用熔盐储能的太阳能热发电，也是较好的“新能源+储能”方式。

据记者了解，目前，在压缩空气技术和液流电池技术等不同技术路线中，已经陆续出现了百兆瓦级项目，待项目达到百兆瓦的量级后，对储能技术进步的带动效应将非常明显。“储能技术目前正处于百花齐放的良好发展态势，相信未来几年，会有更多的技术路线可供选择，但最终谁会成为主流，还是需要依靠市场来抉择。”前述储能行业专家表示。

来源：中国改革报《能源发展》周刊

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