2020年以来，已有包含新疆、内蒙古、河南、山西、辽宁、湖南、湖北在内的至少11个省出台了可再生能源项目配置储能的政策要求。

　　今年5月19日，国家能源局《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》中表示，基于加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制，全面提升电力系统调节能力，着力推动清洁能源消纳模式创新的需求，提出了鼓励推动电储能建设和参与，以促进清洁能源高质量发展。

　　然而在贯彻执行中，“鼓励”却变了味道。后期各省政策中不管是“优先支持”还是“鼓励配置”，配置储能已经成为2020年可再生能源消纳的标配，甚至成为项目并网甚至核准的前置条件。

　　如何配，配多少？

　　尽管业内“强配储能不合时宜”的呼声仍然存在，但可再生能源企业已经从最初“叫苦不迭”到如今的被动接受。毕竟在以消纳为基准的平价时代，项目并网投产所产生的价值将远大于后期转为平价或搁置。但在储能“如何配，配多少”的问题上，至今业内仍然没有基于科学测算得出的结论，也尚未形成完善的政策机制。日前，某业内权威专家在谈及风电配置储能问题时对北极星风力发电网强调：“由于各地新能源装机规模、电源投资水平以及调峰资源缺口不尽相同，因此可再生能源配置储能的合理比例，应该在充分对以上条件进行研究测算的前提下再给出数字。”

　　从各地的政策来看，配置储能容量要求从5%-20%不等，如内蒙古提出光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上；而在湖南28家企业承诺配套建设新能源储能项目中，储能配置比例高达20%。

　　但无论是5%抑或20%，储能的加入显然会进一步增加可再生能源企业的成本压力。

　　公开资料显示，尽管电化学储能成本已经逐年下降，但目前仍高达0.6—0.8元/kWh，远高于抽水蓄能电站0.21—0.25元/kWh的度电成本。以刚刚完成并网的华润电力濉溪孙疃风储一体化项目为例，该风电场规划装机总容量为50MW，配套建设10MW/10MWh储能系统，许继电气以单价2.154元/Wh的价格中标储能系统PC工程。

　　如果按照储能建设费用200万元/MWh来计算的话，相当于单个风电项目单位千瓦投资增加200元左右。据领航智库副总裁、《能源》杂志副总编王秀强测算，以2019年核准的四类资源区项目为例，工程造价每增加200元/千瓦，项目内部收益率（税后）将下降0.4%，全生命周期净利润减少3000万元左右。这笔经济账足以让风电开发商们陷入进退两难的尴尬境地。

　　而且，当前“风、光+储能”最大的瓶颈在于没有成熟的盈利模式，前期投资成本增加我们暂且不表，配置储能后，可再生能源项目能够获得一定的政策支持？譬如像早期新疆的光储试点中，明确了配储能的项目可增加100小时基数电量，或因项目本身具备了调峰能力而减少调峰成本。这些现实的问题均呼吁相关部门出台对应的补贴、奖励机制，以及相应的配套政策支持，否则项目落地将更加困难。

　　据了解，近期浙江出台了鼓励储能设施参与电力需求响应的政策，对实时需求响应执行4元/千瓦时的年度固定补贴单价，削峰填谷力促新能源消纳。

　　大型集中电站配置优于单个项目配置

　　不可否认，风、光系统与储能结合，可大幅平抑可再生能源发电波动、跟踪发电计划出力，这也使得可再生能源+储能成为全球储能领域发展的重要方向之一。

　　但风光+储能被诟病的原因不仅仅在于成本与机制，如今在各省份相继出台政策的背景下，风电+储能在调峰调频上的局限性也被极大忽略。

　　与风电相比，光伏发电可预测性较好，且具有一定规律性。而风电受自然资源影响大，日间波动明显，其配套储能的电池利用率则更低。也就是说，对于风电行业所热衷的储能“调峰调频”作用，以小时为单位的调频或可以解决风电短时间出力不稳的问题，但由于风力发电自身的规律特征，今天风大明天风小，其能提供的长期调峰作用则非常有限。

　　这也是风电+储能经济性不被看好的原因之一。

　　而且，从风光特性来看，风光具有互补特性，新能源场站的出力通过相互叠加能够达到此消彼长的作用。在集中大型的多电源场站中，风光互补本就在一定程度上降低了峰谷差。上述业内权威专家也表示，“从经济性和实用性上来讲，相对独立的集中大型项目配置储能会更合适，其价值与经济性远高于单个风电项目配置储能。”

　　也就是说，在风光发电汇集区配置储能的经济效益要显著高于单个场站配置，各个新能源场站共享系统级的调峰调频将大大提高储能设施利用率。因此，各地要慎重出台一刀切、无差异化的新能源场站配置储能政策要求。

　　共享储能是未来趋势吗

　　一直以来，储能主要有三种应用场景：电源侧储能、用户侧储能和电网侧储能。三者的用途与目的不尽相同。从现有的商业模式看，新能源配储能的价值创造路径包括参与调峰、调频获得辅助服务补偿；减少弃风弃光电量增加电费收入；以及削峰填谷获得峰谷价差。

　　从探索更为清晰的商业模式来看，此前由青海省首创的“共享储能”模式也正好契合了系统性配置储能的思路。

　　2019年4月，国网青海电力新能源建设重点项目——鲁能海西州多能互补集成优化示范工程储能电站进行了共享储能交易试运营。该“共享模式”跳出单个电站的独享储能方式，将储能电站通过市场化交易为多个市场主体提供电力辅助服务。

　　在该模式成功引起业内关注的今天，一组数据也印证了其价值：截至2019年11月，青海省共享储能电站已累计实现增发新能源电量1400余万千瓦时，储能电站利用率高达85%，较之前储能利用率提升约5%。

　　然而，“共享储能”之于青海，在于天赋异禀的资源优势与新能源装机容量。在连年弃风限电，消纳不济的背景下，该省份也具备孕育和促进这一新业态成长的积极性。同时，作为储能产业发展的必要资源，青海省已探明的锂资源储量占全球储量的60%以上，资源优势以及消纳需求，或许，也成为业内认为“共享储能”短时期内在其他区域不可复刻的根本原因之一。

　　据了解，此前，西北辅助服务市场改革已经将独立储能主体参与市场纳入考量，这也给共享储能模式带来了不可多得的市场机会。

　　此外，多位专业人士认为，“市场化机制”是共享储能业态能否可持续发展的关键，仅仅依靠峰谷差价不够的，还必须要有相对清晰的投资回收商业模式。其次，华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华也曾对媒体表示，共享储能面对的服务对象供需兼有，而其商业化发展的关键则在于构建独立储能企业和新能源发电企业或用户之间的交易机制。换句话说，如何厘清各个主体之间的利益关系和结算准则，这本身就是一个相当复杂的难题。

　　目前，从共享储能的特性、政策机制以及对风光消纳的需求看来，大规模共享储能电站的应用市场还在三北区域。未来，该模式是否有更大的发展空间还要关联政策、需求、机制等多项因素。

　　在水电水利规划设计总院刚刚发布的《2019可再生能源发展报告》中提出，“十四五”期间我国风电行业将结合当前产业发展形势和挑战，更多地聚焦新型技术的发展。如推动风电与储能、电解制氢等技术的综合创新，进一步提高风电并网友好型，拓展风电应用空间。不可否认的是，未来可再生能源+储能是必然是风、光高质量发展的大势所趋，也将是必经之路。

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