新能源配储再陷舆论漩涡

日前，宁夏出台政策，将在新能源富集地区先行开展储能设施建设，建设“新能源+储能”示范应用项目。“十四五”期间，储能设施按照容量不低于新能源装机的10%、连续储能时长2小时以上的原则逐年配置。

虽然面临一定争议，但“新能源+储能”仍在多地轰轰烈烈展开。记者发现，在最近六省发布的新能源配储要求中，储能规模大多集中在5%-20%之间。整齐划一的配储比例，能否真正满足新能源消纳的个性化需求?这也再度引发业内关注。

各地配储比例趋同

统计数据显示，截至2020年上半年，全国风电、光伏装机占比超过20%的省份共16个，全国风电、光伏发电量占比超过10%的省份共14个。随着风电、光伏在电网中渗透率提高，为了控制弃风、弃光率，加配储能正成为电网的强制要求。

中关村储能产业技术联盟政策研究经理王思告诉记者，如果真正落实新能源保障性全额消纳任务，无形中将对电网公司和地方政府造成了一定压力，配储在一定程度上能够缓解消纳压力。值得注意的是，国家层面虽然引导和鼓励储能参与新能源并网消纳，但各省政策却将储能作为新能源项目的标配。

“当前各省所提出的储能配置比例均在5%-20%之间，大部分地区对于这一配置比例并未经过详细测算，相似的配比能否真正发挥消纳新能源的作用也让业内存疑。”王思称。

威胜集团有限公司微网储能事业部总经理黎朝晖则认为,各地大同小异的新能源配储比例，其实源于电科院根据2018年河北省张北县储能示范项目做出的大概测算数值。“5%-20%的配储比例，理论上虽然不出彩，但也不会出错，尽管业内有质疑配比是否合理的声音，却也拿不出相应的反驳依据。”

对此，业内专家提醒，新能源配储比例要因地制宜，针对项目需求个性化设计，切莫“一刀切”，否则难以发挥储能的价值。

引发储能行业焦虑

高度相似的配储比例，不仅引发了新能源开发企业的担忧，也引发了储能行业的焦虑。

“这是否意味着储能只是为了满足新能源并网的一个‘花瓶’而已。”有储能业内人士对此质疑。

多位储能行业人士表示，当前，我国储能产业已经开始走向商业化阶段，但仍存在储能成本无法疏导，安规、标准缺失等问题，储能有可能沦为新能源并网的工具。“在新能源配储政策和比例高度相似的情况下，企业会不会为了并网而随意配储，导致劣币驱逐良币。”上述储能业内人士称。

王思认为，这样的情况不会是普遍现象，但也无法完全避免。“目前，各地配储比例‘一刀切’，但对配储要求和质量没有一个准入门槛，在如何调用储能系统服务于电力市场标准尚未建立的情况下，在零星较小的发电场上，可能会出现利用政策上的漏洞配置劣质储能。”

“不过，就算真的要上一些B类或不达标的电池，所带来的的安全风险，最终需要建设方和发电企业来承担。因此，大部分企业并不愿意去铤而走险，做危害自身长远利益的事。”王思说。

黎朝晖表示，随着“十四五”新能源产业规划逐步清晰，作为配套服务的储能市场将进一步扩大，与此同时，储能技术不断迭代升级，储能的使用寿命也将进一步延长， 这将有助于降低储能的成本。当优质储能成本下降，劣质储能的生存空间就会进一步压缩。因此，行业不必过于焦虑。

不必过分强调配储比例

国网系统相关专家表示，在各省规划上不必限制储能比例配置要求，而是可以根据运行需要，对新能源并网的技术特性做出要求。在满足调度灵活性、保证电价及消纳的前提下，让新能源场站根据经济性和可行性，自行选择是否配置储能、配置方式及规模，可以联合也可以独立运行，达到并网有关技术要求即可。

王思表示，以10%配套比例计算，“十四五”储能新增将有望达到40GW。所以，无论是分布式还是集中配储，都是需要电网层面做出规划。“新能源发电厂商、储能厂商以及用户，并不知道电网和电力系统的需求，所以，配储需要电网在电力调度方面做出相应规划，找到关键节点，去选址和布局储能。”

“但是无论怎么规划，储能想要规模化发展，最重要的是明确储能的身份定位，建立健全法律法规和市场机制，明确在交易过程中的充放电成本以及价格结算问题。”王思表示。

黎朝晖认为，电网方面肯定希望发展集中式储能而非分散式储能，但都绕不开对经济性的追求。“‘十四五’储能的预测量虽然很大，但仍需对储能进行必要的扶持，需要科学合理的制定产业发展目标，规范引导储能的布局与应用。发展新能源配储最为关键的，是要为储能提供良好的市场生存环境，提高储能项目的收益。”