今年以來，福建、湖北、山東、內蒙古等省區先后發布2020年風電、光伏發電建設方案和申報要求，均明確鼓勵新能源電站配置儲能，并提出優先支持配置儲能的新能源發電項目。這讓“新能源+儲能”成為行業內討論熱點。

業內人士表示，“鼓勵”“優先”等字眼頻繁出現在各地政策文件中，一定程度上反映“新能源+儲能”或將成為新能源行業的標配。

“新能源+儲能”是發展趨勢

6月30日，國家能源局福建監管辦公室正式印發《福建省電力調峰輔助服務交易規則(試行)(2020年修訂版)》，在電儲能參與調峰輔助服務方面，參與調峰交易的儲能規模不小于10MW/40MWh。文件鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等投資建設電儲能設施。

6月8日，湖北省能源局發布的《關于開展2020年評價風電和評價光伏發電項目競爭配置工作的通知》提出，優先支持風儲一體化。對擬接入同一變電站或同一消納臺區的多個風電和光伏發電項目，優先選取風儲、風光互補項目。風儲項目配備的儲能容量不得低于風電項目配置容量的10%，且必須與風電項目同時建成投產，以滿足儲能要求。

據不完全統計，目前已有包括福建、湖北、山東、內蒙古、河南、安徽在內的超過10個省區發布同類通知或文件。新能源電站配置儲能正在成為地方推進新能源項目發展的標配。

“‘新能源+儲能’融合發展是未來的發展方向。”山東航禹能源有限公司董事長丁文磊表示，地方政策提出新能源電站配置儲能，是為了解決新能源消納問題。“儲能具有調峰的天然優勢，可有效解決間歇性新能源直接并網時對電網的沖擊”。

“新能源與儲能的結合是必然趨勢。”陽光電源股份有限公司光儲事業部儲能銷售中心總經理陳志也認為，新能源電站配置儲能，可以提高電力系統穩定度，促進電力消納。

陳志還表示，這會催生出市場需求，帶動儲能產業的發展。“新能源企業為了確保項目如期并網，就會配置儲能系統”。

在此背景下，今年我國電化學儲能裝機規模有望迎來新一輪增長。據悉，僅2020年上半年發布的新能源配儲能項目招標規模，已達到去年新增電化學儲能投運總量的58.6%，預計今年我國電化學儲能全年裝機量將突破1吉瓦。

經濟性有待考量

陳志表示，各地鼓勵并優先支持“新能源+儲能”發展，將帶動儲能市場的發展，但會增加新能源項目的投資成本。同時，目前儲能市場發展緩慢，還處于初級階段，成本仍較高。“這對新能源場站的投資者來說，也是一種負擔”。

陳志還認為，新能源場站投資企業為了實現如期并網，可能會盡量選擇價格低廉的儲能系統。“這就會導致儲能市場出現激烈的價格競爭，甚至可能會出現‘劣幣驅逐良幣’的情況”。

“從各省區發布的政策文件來看，并未強制要求新能源發電項目必須配置儲能，但是如果開發企業想要獲得新能源項目，配置儲能將成為優先開發的重要條件。”丁文磊也表示，目前正處于新能源發電沖刺平價上網的關鍵期，配置儲能將在一定程度上增加新能源開發企業的資金投入，帶來了不小的壓力。

此外，陳志還表示，“儲能怎么去用，怎么去評價”,也就是對儲能的評價體系和應用方式，各地出臺的政策并沒有給出答案。此外，國家標準缺失，“現在使用的是國家推薦標準，但標準一定要與儲能的實際應用場景相結合。比如，按照目前鋰離子電子推薦標準來看，還無法區分動力電池和儲能電池”。

值得一提的是，對于新能源電站配置的儲能，其儲能系統收益如何分配？中國光伏行業協會相關負責人表示，從目前的市場情況來看，“新能源+儲能”最大的瓶頸在于其沒有穩定且普遍適用的盈利模式，導致其經濟性不夠穩定，無法發揮企業主動性。

丁文磊認為，目前儲能與新能源融合發展的配套政策還不完善，已出臺的調峰支持政策難以支撐儲能系統投資獲益。

“儲能收益分配確實是一個大問題。”陳志也表示，如果集中式安裝，按道理是誰收益誰買單，但是目前沒有明確的政策給予支持。

需要政策支持

新能源電站配置儲能是發展趨勢，而其經濟性有待考量，那么“新能源+儲能”未來該如何發展？業內人士表示，需要建立和完善配套支持政策。

“推動‘新能源+儲能’的發展，重點在于相關配套政策的制定并完善。”陳志認為，需要建設和完善電力輔助服務市場機制，給予儲能“合法”的市場主體身份，讓其參與調峰、調頻輔助服務市場以獲得收益。在輔助服務市場機制未建立之前，需要建立“新能源+儲能”項目的評價體系和使用規范，引導新能源電站配置儲能的健康發展。

丁文磊也表示，需要國家相關部門出臺相應的配套政策支持新能源電站配置儲能，比如價格補償政策、財稅政策、補貼政策等，以提高項目的經濟性。“在配套政策出臺之前，進一步制定并明確儲能系統技術準入標準，避免新能源開發企業使用低價格的儲能系統，確保儲能系統安全可靠應用”。