日前，寧夏出臺政策，將在新能源富集地區先行開展儲能設施建設，建設“新能源+儲能”示范應用項目。“十四五”期間，儲能設施按照容量不低于新能源裝機的10%、連續儲能時長2小時以上的原則逐年配置。

雖然面臨一定爭議，但“新能源+儲能”仍在多地轟轟烈烈展開。記者發現，在最近六省發布的新能源配儲要求中，儲能規模大多集中在5%-20%之間。整齊劃一的配儲比例，能否真正滿足新能源消納的個性化需求？這也再度引發業內關注。

各地配儲比例趨同

統計數據顯示，截至2020年上半年，全國風電、光伏裝機占比超過20%的省份共16個，全國風電、光伏發電量占比超過10%的省份共14個。隨著風電、光伏在電網中滲透率提高，為了控制棄風、棄光率，加配儲能正成為電網的強制要求。

中關村儲能產業技術聯盟政策研究經理王思告訴記者，如果真正落實新能源保障性全額消納任務，無形中將對電網公司和地方政府造成了一定壓力，配儲在一定程度上能夠緩解消納壓力。值得注意的是，國家層面雖然引導和鼓勵儲能參與新能源并網消納，但各省政策卻將儲能作為新能源項目的標配。

“當前各省所提出的儲能配置比例均在5%-20%之間，大部分地區對于這一配置比例并未經過詳細測算，相似的配比能否真正發揮消納新能源的作用也讓業內存疑。”王思稱。

威勝集團有限公司微網儲能事業部總經理黎朝暉則認為,各地大同小異的新能源配儲比例，其實源于電科院根據2018年河北省張北縣儲能示范項目做出的大概測算數值。“5%-20%的配儲比例，理論上雖然不出彩，但也不會出錯，盡管業內有質疑配比是否合理的聲音，卻也拿不出相應的反駁依據。”

對此，業內專家提醒，新能源配儲比例要因地制宜，針對項目需求個性化設計，切莫“一刀切”，否則難以發揮儲能的價值。

引發儲能行業焦慮

高度相似的配儲比例，不僅引發了新能源開發企業的擔憂，也引發了儲能行業的焦慮。

“這是否意味著儲能只是為了滿足新能源并網的一個‘花瓶’而已。”有儲能業內人士對此質疑。

多位儲能行業人士表示，當前，我國儲能產業已經開始走向商業化階段，但仍存在儲能成本無法疏導，安規、標準缺失等問題，儲能有可能淪為新能源并網的工具。“在新能源配儲政策和比例高度相似的情況下，企業會不會為了并網而隨意配儲，導致劣幣驅逐良幣。”上述儲能業內人士稱。

王思認為，這樣的情況不會是普遍現象，但也無法完全避免。“目前，各地配儲比例‘一刀切’，但對配儲要求和質量沒有一個準入門檻，在如何調用儲能系統服務于電力市場標準尚未建立的情況下，在零星較小的發電場上，可能會出現利用政策上的漏洞配置劣質儲能。”

“不過，就算真的要上一些B類或不達標的電池，所帶來的的安全風險，最終需要建設方和發電企業來承擔。因此，大部分企業并不愿意去鋌而走險，做危害自身長遠利益的事。”王思說。

黎朝暉表示，隨著“十四五”新能源產業規劃逐步清晰，作為配套服務的儲能市場將進一步擴大，與此同時，儲能技術不斷迭代升級，儲能的使用壽命也將進一步延長， 這將有助于降低儲能的成本。當優質儲能成本下降，劣質儲能的生存空間就會進一步壓縮。因此，行業不必過于焦慮。

不必過分強調配儲比例

國網系統相關專家表示，在各省規劃上不必限制儲能比例配置要求，而是可以根據運行需要，對新能源并網的技術特性做出要求。在滿足調度靈活性、保證電價及消納的前提下，讓新能源場站根據經濟性和可行性，自行選擇是否配置儲能、配置方式及規模，可以聯合也可以獨立運行，達到并網有關技術要求即可。

王思表示，以10%配套比例計算，“十四五”儲能新增將有望達到40GW。所以，無論是分布式還是集中配儲，都是需要電網層面做出規劃。“新能源發電廠商、儲能廠商以及用戶，并不知道電網和電力系統的需求，所以，配儲需要電網在電力調度方面做出相應規劃，找到關鍵節點，去選址和布局儲能。”

“但是無論怎么規劃，儲能想要規模化發展，最重要的是明確儲能的身份定位，建立健全法律法規和市場機制，明確在交易過程中的充放電成本以及價格結算問題。”王思表示。

黎朝暉認為，電網方面肯定希望發展集中式儲能而非分散式儲能，但都繞不開對經濟性的追求。“‘十四五’儲能的預測量雖然很大，但仍需對儲能進行必要的扶持，需要科學合理的制定產業發展目標，規范引導儲能的布局與應用。發展新能源配儲最為關鍵的，是要為儲能提供良好的市場生存環境，提高儲能項目的收益。”