今年3月，湖南28家企业承诺为新能源项目配套建设储能。另外，江苏、山东、内蒙等地也都有类似的项目备案清单，储能产业发展的驱动力从电网侧转到发电侧。
不仅湖南省要求新能源配建储能，目前全国已有10多个省份出台鼓励新能源配储能的相关文件，储能配置比例在5%-20%之间。加装储能已经成为多地新能源能否优先并网的关键，那么，这些项目落地实施的进展如何？每个新能源项目必须配储能吗？目前新能源配置储能模式推广缓慢的症结在哪？未来合理的“新能源+储能”商业模式是什么？
新能源配储能进展不乐观
记者采访了多家新能源企业负责人，受国家层面政策引导以及地方鼓励政策的支持，他们正在积极研究部署储能，但是一方面储能对新能源企业是新的领域，具体的技术性能、配置方案、并网要求等需要一个学习了解的过程，另一方面，受新能源项目本身审批流程以及新能源发电设备的供货原因造成新能源项目建设进度受到影响。预期四季度项目建设进度会大大加快。
数据显示，今年湖南峰谷差高达2000万千瓦，但火电标杆电价高且装机仅有2200万千瓦，调峰能力有限。尤其在湖南省南部、西南部，新能源消纳形势并不乐观，被划分为红色预警区域，其他地区为橙色或黄色区域。在已无绿色消纳区域的情况下，湖南期待通过配备储能解决相对严峻的风电消纳形势。
“1-7月份，因为疫情影响，湖南风电大面积弃风，个别发电企业的弃风比例高达月度40%，而1-7月实际平价的弃风比例高达20%以上，储能成为解决调峰、降低弃电的方式之一。”湖南省一位风电新能源企业高层对记者表示，因此国网湖南电力公司要求新建新能源项目配置10%-20%的储能，否则项目可能无法并网。
针对湖南省新能源配储能进展情况，记者发函致湖南省能源局、湖南省电力公司，截至发稿，均未收到任何回复。
新能源配储能当前症结何在
湖南28家电源企业的承诺为何兑现进展缓慢？
一位知情人士对记者表示，储能对湖南省发电企业来说是全新领域。目前湖南省在运储能电站3座，累计60WM，由国网投资建设运营，已租赁给不同火电企业。其他发电企业暂未涉足储能领域，对于发电企业而言均为零起步。
但据记者了解，相比于除了缺乏经验，没有盈利空间才是发电企业不愿配储能的根本原因。按照湖南辅助服务市场规则，报价上限为0.5元/千瓦时，储能电站充电电量同时执行现行用电侧峰谷分时电价，储能获利空间严重不足。“普遍峰谷差0.7元/千瓦时以上才能勉强满足投资要求，但满足此类条件的项目主要集中在北京、广东、江苏、浙江等地区，湖南并不具备这样的条件。”一位不愿具名企业高层表示。
此外，初始投资成本偏高也是掣肘新能源+储能的原因。从今年上半年，储能EPC中标单价比今年年初下降了23%。但是，按光伏项目装机规模20%、储能时间2小时计算，配套储能将导致企业初始投资成本提高8%-10%；对风电项目来讲，初始投资成本提高比例在15%-20%之间。
另外一个“新能源+储能”推广难的关键问题是，小时级的电化学储能在应对风电弃风场景下作用十分有限；在大风季或连续大风日，电化学储能在风电大出力之前几个小时已快速充满，对之后的弃电无能为力，且冲进去的电在连续大风日期间没有机会放出，这就导致储能电站充放电次数大为降低。
多位受访专家认为，地方要求新能源配置储能，一般是对容量配比和市场提出要求。企业从利益角度考虑，肯定配置低端产品，满足要求即可，实际运行中可能也用不上几回。“这就会倒逼发电企业拿储能作敲门砖，先配足量再说，劣质低价的储能流入市场，储能行业就会出现驱逐良币现象。”国家发改委能源研究所不愿具名人士对记者直言。
中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬也表示，从目前市场反馈看，储能行业存在恶意低价竞争的苗头，低价形势下的产品质量安全问题让人担忧。
“新能源+储能”路在何方
问题该如何解决？
“并非每个新能源项目都必须配储能。”岳芬对记者表示，配不配储能，各地区应判断未来可再生能源规模化发展情形下，对储能的需求水平。从全局的角度来评估最需要安装储能的地点和比例，这样比每个项目配置储能更为有效且更节约。另外，还要考虑在成本无法向终端疏导的情况下，发电企业的承受力问题，尤其是风、光将全面迎来平价上网，项目经济收益对成本愈加敏感，在缺乏有效市场机制的情况下，让发电企业承担此成本的度需要准确评估。
多位受访专家呼吁，应从经济性、系统实际需求等方面，合理制定储能规模、容量、及具体技术方案，最大程度降低投资成本。
“在现有政策条件下，国内可以通过多个主体共用一套储能系统的形式，提高储能的利用率，发挥储能的多重功用价值，提高储能项目经济性。”岳芬表示，但共享储能的交易特征是1对N的关系，需要解决计量、结算，甚至是输配电价核算等问题。未来，在电力市场改革过程中，应从允许储能系统运营商作为独立市场主体提供多元化服务入手，使其能够参与调峰、调频、黑启动等各类服务，使储能在为发电企业、电力用户提供服务的同时，还能够获得额外渠道收益，同时秉持“谁受益、谁付费”的原则，将储能的成本疏导至用户端。
“‘新能源+储能’需要深度挖掘储能在其他应用场景的功能性应用，弥补单一靠调峰辅助服务收益不足的缺陷。”一位央企新能源企业高层管理人士建议，比如，湖南的峰谷价差约在0.35元/千瓦时，新能源电源项目可以尝试按一定价格的租赁服务费租赁用户侧储能项目。
在多位业内人士看来，任何市场都有从建立到成熟的过程，面对目前储能市场的种种问题，既要有应对策略，也要有充沛的信心。新能源公司、储能厂家、设计院及科研机构、设备集成商、资方、行业联盟、电网公司等是利益共同体，多方合作共享未来才是破局之道
文章来源：中国能源报
