2020年以來，已有包含新疆、內蒙古、河南、山西、遼寧、湖南、湖北在內的至少11個省出臺了可再生能源項目配置儲能的政策要求。

今年5月19日，國家能源局《關于建立健全清潔能源消納長效機制的指導意見（征求意見稿）》中表示，基于加快形成有利于清潔能源消納的電力市場機制，全面提升電力系統調節能力，著力推動清潔能源消納模式創新的需求，提出了鼓勵推動電儲能建設和參與，以促進清潔能源高質量發展。

然而在貫徹執行中，“鼓勵”卻變了味道。后期各省政策中不管是“優先支持”還是“鼓勵配置”，配置儲能已經成為2020年可再生能源消納的標配，甚至成為項目并網甚至核準的前置條件。

如何配，配多少？

盡管業內“強配儲能不合時宜”的呼聲仍然存在，但可再生能源企業已經從最初“叫苦不迭”到如今的被動接受。畢竟在以消納為基準的平價時代，項目并網投產所產生的價值將遠大于后期轉為平價或擱置。但在儲能“如何配，配多少”的問題上，至今業內仍然沒有基于科學測算得出的結論，也尚未形成完善的政策機制。日前，某業內權威專家在談及風電配置儲能問題時對北極星風力發電網強調：“由于各地新能源裝機規模、電源投資水平以及調峰資源缺口不盡相同，因此可再生能源配置儲能的合理比例，應該在充分對以上條件進行研究測算的前提下再給出數字。”

從各地的政策來看，配置儲能容量要求從5%-20%不等，如內蒙古提出光伏電站儲能容量不低于5%、儲能時長在1小時以上；而在湖南28家企業承諾配套建設新能源儲能項目中，儲能配置比例高達20%。

但無論是5%抑或20%，儲能的加入顯然會進一步增加可再生能源企業的成本壓力。

公開資料顯示，盡管電化學儲能成本已經逐年下降，但目前仍高達0.6—0.8元/kWh，遠高于抽水蓄能電站0.21—0.25元/kWh的度電成本。以剛剛完成并網的華潤電力濉溪孫疃風儲一體化項目為例，該風電場規劃裝機總容量為50MW，配套建設10MW/10MWh儲能系統，許繼電氣以單價2.154元/Wh的價格中標儲能系統PC工程。

如果按照儲能建設費用200萬元/MWh來計算的話，相當于單個風電項目單位千瓦投資增加200元左右。據領航智庫副總裁、《能源》雜志副總編王秀強測算，以2019年核準的四類資源區項目為例，工程造價每增加200元/千瓦，項目內部收益率（稅后）將下降0.4%，全生命周期凈利潤減少3000萬元左右。這筆經濟賬足以讓風電開發商們陷入進退兩難的尷尬境地。

而且，當前“風、光+儲能”最大的瓶頸在于沒有成熟的盈利模式，前期投資成本增加我們暫且不表，配置儲能后，可再生能源項目能夠獲得一定的政策支持？譬如像早期新疆的光儲試點中，明確了配儲能的項目可增加100小時基數電量，或因項目本身具備了調峰能力而減少調峰成本。這些現實的問題均呼吁相關部門出臺對應的補貼、獎勵機制，以及相應的配套政策支持，否則項目落地將更加困難。

據北極星風力發電網了解，近期浙江出臺了鼓勵儲能設施參與電力需求響應的政策，對實時需求響應執行4元/千瓦時的年度固定補貼單價，削峰填谷力促新能源消納。

大型集中電站配置優于單個項目配置

不可否認，風、光系統與儲能結合，可大幅平抑可再生能源發電波動、跟蹤發電計劃出力，這也使得可再生能源+儲能成為全球儲能領域發展的重要方向之一。

但風光+儲能被詬病的原因不僅僅在于成本與機制，如今在各省份相繼出臺政策的背景下，風電+儲能在調峰調頻上的局限性也被極大忽略。

與風電相比，光伏發電可預測性較好，且具有一定規律性。而風電受自然資源影響大，日間波動明顯，其配套儲能的電池利用率則更低。也就是說，對于風電行業所熱衷的儲能“調峰調頻”作用，以小時為單位的調頻或可以解決風電短時間出力不穩的問題，但由于風力發電自身的規律特征，今天風大明天風小，其能提供的長期調峰作用則非常有限。

這也是風電+儲能經濟性不被看好的原因之一。

而且，從風光特性來看，風光具有互補特性，新能源場站的出力通過相互疊加能夠達到此消彼長的作用。在集中大型的多電源場站中，風光互補本就在一定程度上降低了峰谷差。上述業內權威專家也對北極星風力發電網表示，“從經濟性和實用性上來講，相對獨立的集中大型項目配置儲能會更合適，其價值與經濟性遠高于單個風電項目配置儲能。”

也就是說，在風光發電匯集區配置儲能的經濟效益要顯著高于單個場站配置，各個新能源場站共享系統級的調峰調頻將大大提高儲能設施利用率。因此，各地要慎重出臺一刀切、無差異化的新能源場站配置儲能政策要求。

共享儲能是未來趨勢嗎

一直以來，儲能主要有三種應用場景：電源側儲能、用戶側儲能和電網側儲能。三者的用途與目的不盡相同。從現有的商業模式看，新能源配儲能的價值創造路徑包括參與調峰、調頻獲得輔助服務補償；減少棄風棄光電量增加電費收入；以及削峰填谷獲得峰谷價差。

從探索更為清晰的商業模式來看，此前由青海省首創的“共享儲能”模式也正好契合了系統性配置儲能的思路。

2019年4月，國網青海電力新能源建設重點項目——魯能海西州多能互補集成優化示范工程儲能電站進行了共享儲能交易試運營。該“共享模式”跳出單個電站的獨享儲能方式，將儲能電站通過市場化交易為多個市場主體提供電力輔助服務。

在該模式成功引起業內關注的今天，一組數據也印證了其價值：截至2019年11月，青海省共享儲能電站已累計實現增發新能源電量1400余萬千瓦時，儲能電站利用率高達85%，較之前儲能利用率提升約5%。

然而，“共享儲能”之于青海，在于天賦異稟的資源優勢與新能源裝機容量。在連年棄風限電，消納不濟的背景下，該省份也具備孕育和促進這一新業態成長的積極性。同時，作為儲能產業發展的必要資源，青海省已探明的鋰資源儲量占全球儲量的60%以上，資源優勢以及消納需求，或許，也成為業內認為“共享儲能”短時期內在其他區域不可復刻的根本原因之一。

據了解，此前，西北輔助服務市場改革已經將獨立儲能主體參與市場納入考量，這也給共享儲能模式帶來了不可多得的市場機會。

此外，多位專業人士認為，“市場化機制”是共享儲能業態能否可持續發展的關鍵，僅僅依靠峰谷差價不夠的，還必須要有相對清晰的投資回收商業模式。其次，華北電力大學電氣與電子工程學院副教授鄭華也曾對媒體表示，共享儲能面對的服務對象供需兼有，而其商業化發展的關鍵則在于構建獨立儲能企業和新能源發電企業或用戶之間的交易機制。換句話說，如何厘清各個主體之間的利益關系和結算準則，這本身就是一個相當復雜的難題。

目前，從共享儲能的特性、政策機制以及對風光消納的需求看來，大規模共享儲能電站的應用市場還在三北區域。未來，該模式是否有更大的發展空間還要關聯政策、需求、機制等多項因素。

在水電水利規劃設計總院剛剛發布的《2019可再生能源發展報告》中提出，“十四五”期間我國風電行業將結合當前產業發展形勢和挑戰，更多地聚焦新型技術的發展。如推動風電與儲能、電解制氫等技術的綜合創新，進一步提高風電并網友好型，拓展風電應用空間。不可否認的是，未來可再生能源+儲能是必然是風、光高質量發展的大勢所趨，也將是必經之路。