“十三五”以來，新能源發展迅速，截至2019年底，裝機規模達4.38億千瓦，其中風電累計并網裝機2.1億千瓦，占全部電源總裝機容量的10.4%，太陽能發電累計裝機容量達到2.05億千瓦，占全部電源總裝機容量的10.2%。隨著我國新能源發電規模持續擴大，消納壓力與日俱增，近年來出臺的一系列政策，均直指消納沉疴。去年首次被按下“暫停鍵”的儲能，今年乘勢而上，大有“強嫁”新能源之勢。

新能源配儲能現狀

今年以來，多個省市能源主管部門相繼發布暫停新增風、光新能源項目的年度計劃，并明確將新能源發電配套儲能作為當地新能源優先開發的重要條件。雖然文件未明確體現強制，但卻陷入了“看破不說破”，“不可言傳只可意會”的局面。

國家層面政策頻發

5月19日，國家能源局發布的《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，對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方面，都提出“鼓勵推動電儲能建設和參與”，以此促進清潔能源高質量發展。從征求意見稿中也可以看出，國家層面非常關注并看好儲能對清潔能源消納及電力系統調節的重要作用。

6月5日，國家能源局關于印發《2020年能源工作指導意見》提出，要加大儲能發展力度，研究實施促進儲能技術與產業發展的政策，積極探索儲能應用于可再生能源消納、電力輔助服務、分布式電力和微電網等技術模式和商業模式。

6月18日國家發改委、能源局印發《關于做好2020年能源安全保障工作的指導意見》，要求提高電力系統調節能力，推動儲能技術應用，鼓勵電源側、電網側和用戶側儲能應用，鼓勵多元化的社會資源投資儲能建設。

地方層面力度更甚

今年以來，內蒙古、青海等多個省份的光伏競爭方案要求中，配置儲能項目已成為重要的技術評審條件，湖北等消納條件好的地區也對后續項目發展提出配置儲能的預期要求。在多省提出鼓勵新能源發電配置儲能的政策下，已有十多家發電集團企業共發布30余項光伏儲能、風電儲能或風光儲項目招標詢價，其中新增平價、競價項目占比較大，涉及儲能規模超過37萬千瓦。

內蒙古印發《2020年光伏發電項目競爭配置方案》，明確優先支持“光伏+儲能”建設，光伏電站儲能容量不低于5%、儲能時長在1小時以上。針對風電場，內蒙古積極推動烏蘭察布市600萬千瓦風電基地及配套儲能設施建設。

新疆兩年內發布3個發電側儲能政策，其中今年就連發2個，《新疆電網發電側儲能管理辦法（征求意見稿）》鼓勵發電、售電、電力用戶、獨立輔助服務供應商等投資建設電儲能設施，要求儲能容量在10兆瓦/20兆瓦時以上；《關于做好2020年風電、光伏發電項目建設有關工作的通知》要求，組織新能源企業參與電力市場化交易和儲能設施建設。在《關于組織申報2020年國家補貼光伏發電項目的通知》中，也明確將配置儲能項目作為重要的技術評審條件。

湖南印發的《關于組織申報2020年光伏發電平價上網項目的通知》中明確擬新建平價項目，單個項目規模不超過10萬千瓦，鼓勵同步配套建設儲能設施。

湖北印發《湖北省2020年平價風電項目競爭配置工作方案》，要求風儲項目配備的儲能容量不得低于配置容量10%，且必須與風電項目同時建成投產，以滿足儲能要求。在項目配置中，對介入同一變電站的風儲和光伏發電項目，優先配置風儲項目。

吉林發布的《吉林省2020年風電和光伏發電項目申報指導方案》明確大力支持為落戶吉林儲能、氫能等戰略性新興產業及裝備制造業等有帶動作用的項目。

遼寧發布的《遼寧風電項目建設方案》，優先考慮附帶儲能設施，有利于調峰項目。

青海印發的《關于加強推動5G產業發展的實施意見》中，提出強化電力資源保障，公變區域內新增基層站采用直供電，更多使用新能源儲能電力。而早在2017年青海就印發《青海省2017年度風電開發建設方案的通知》，明確2017年青海規劃330萬千瓦風電項目，各項目須按照建設規模的10%配套建設儲電裝置，儲電設施總規模33萬千瓦。

河南印發的《關于組織開展2020年風電、光伏發電項目建設的通知》，明確暫停各類新能源增量項目，優先支持已列入以前年度開發方案的存量風電項目自愿轉為平價項目，優先支持配置儲能的新增平價項目。國網河南省電力公司也在《關于2020年申報平價風電和光伏發電項目電網消納能力的報告》中提出，建議今后新納入政府開發方案的風電、光伏發電項目應配置足夠的儲能設施提高調峰能力。

除以上省份外，山東、江西、安徽等省份也都出臺相應政策，不同程度推進儲能在發電側，尤其在新能源發電側的應用。同時國網山西省電力公司則要求接入35千伏及以上電壓等級的風電場、光伏電站進行一次調頻改造，新投產的新能源場站必須具備一次調頻功能才能并網運行。而改造的方式包括保留有功備用和配置儲能設備兩種，不少新能源企業出于發電規模考慮優先選擇配置儲能。

當前面臨的問題

“新能源+儲能”或將成為行業的發展趨勢，然而新能源平價在即，如此規模化推進配套儲能，卻缺乏配套政策的指引和監管，也將導致新能源企業和儲能產業出現一系列問題。

平價在即，投資壓力大

今年1月，國家財政部、國家發改委、能源局聯合印發《關于非水可再生能源發電健康發展的若干意見》、《可再生能源電價附加補助資金管理辦法》，進一步規范了可再生能源電價補貼資金的使用管理，降低補貼強度和范圍，推進風電、光伏發電向平價上網過渡。在電力市場改革不斷深化推進的過程中，新能源企業不僅面臨電價整體下降和平價上網的形勢，還需要應對補貼嚴重滯后的困境，可謂掙扎在“溫飽線”。

按照部分地方要求的配套5%～20%的儲能，新能源項目投資成本勢必進一步增加，企業的投資收益率難以得到保障，如按照內蒙古此前發布的《2020年光伏發電項目競爭配置方案（征求意見稿）》中提到的2020年擬定1.4吉瓦光伏電站支持配套儲能容量不低于5%進行簡單測算，按200萬元/兆瓦時計算，1.4吉瓦光伏電站配備儲能所需額外支持費用約為1.4億元。對于陸上風電開發而言，高風速地區可開發的資源所剩無幾，低風速地區對風電技術要求更高，風機造價、風電項目千瓦造價下降空間非常有限，再增配儲能，其投資回收壓力驟增，按20%的儲能設置配套粗略測算，風電場的千瓦造價將增加200～300元。由此可見，配儲能的新能源項目經濟性主要受到儲能成本、上網電價、年利用小時等因素的影響,強配儲能勢必帶來額外成本，對于平價在即的新能源企業而言，可謂雪上加霜。

強配儲能，后遺癥初顯

在風電、光伏行業將全面迎來平價上網之際，新能源企業對項目經濟收益更為審慎，強配儲能后的經濟效益，直接影響投資與否，而“花最少的錢辦最多的事”成為強配儲能后，新能源企業不得已而為之的選擇。

根據當前新能源配儲能項目招標情況來看，均對供應商業績方面有要求，使得很多儲能企業不斷降低價格以求中標，實現業績積累。今年初以來，新能源配儲能項目開標價格持續走低，半年時間從最初的2.65元/瓦時降至1.65元/瓦時，儲能招標價格戰大有愈演愈烈的態勢。與傳統抽水蓄能電站的度電成本（約0.21～0.25元/千瓦時）相比，雖然電化學儲能成本呈逐年下降趨勢，但其度電成本仍居高不下，鋰離子電池儲能系統度電成本為0.6～0.8元/千瓦時，此外電化學儲能的融資及管理成本也很高。在當前電化學儲能技術水平下，低價競標很可能是以犧牲質量和安全為代價。據了解，項目招標過程中，已經暴露出諸如系統容量虛標虛報、偷工減料以滿足招標要求的問題，這無疑為安全運行埋下一顆定時炸彈。

未來之路任重道遠

一是政策扶持，穩步有序推進。

在新能源發電側配儲能，需綜合考慮電源類型、裝機結構、電網情況，進行新能源側儲能綜合經濟效益和配置比例的評估測算，不能簡單粗暴地“一刀切”，要避免因為強配儲能造成不必要的投資浪費。從電源類型來看，光伏比風電對配套儲能需求高，且從度電成本角度考慮，配套儲能光伏比風電更具有經濟性；從電源結構看，北方區域調峰能力強于南方區域，配套儲能需求南方則高于北方，因此新能源配儲能“一省一策”，乃至“一場（場站）一策”不為過。

二是提高準入門檻，保安全促提升。目前新能源側配儲能，主要以電化學儲能為主，自2010年，我國開始制定電力儲能有關標準以來，已發布或報批電儲能相關的國家和行業標準27項，團體標準29項，其中，針對電化學儲能的國家標準已發布7項、行業標準已發布2項。從新能源配儲能項目技術升級和安全性考慮，亟需出臺新能源側儲能調用、電池衰減容量相關的標準，提升儲能行業門檻，確保安全根基牢固。同時，除儲能設備本身的標準化外，還應加強評價監督的力度，實現對核心部件從仿真建模、可行性分析、價值判斷、測試運行全過程的技術監督檢驗，確保儲能系統安全可靠運行，避免出現因惡意低價中標而帶來的安全隱患。

三是協同發展，建立健全市場機制。對新能源發電和儲能產業發展而言，要實現健康可持續發展，最終需要建立健全市場機制，用“看不見的手”來帶動產業的發展。進一步完善調峰補償機制，加快推進電力調峰輔助服務、備電及需求側響應服務，以及電力現貨市場交易提高利用率，增加儲能的收益。探索新的商業運營模式，將儲能與配額制、綠證交易相結合，提高綠色電力認證權重，實現新能源與儲能在新交易模式下的配套。把儲能的應用價值直接充分體現出來，而不是僅僅依附于電力系統電網側、發電側，抑或用戶側任何一方來得以生存，融合發展才是正道。

本文刊載于《中國電力企業管理》2020年7期，作者供職于中國大唐集團新能源股份有限公司