今年以来，福建、湖北、山东、内蒙古等省区先后发布2020年风电、光伏发电建设方案和申报要求，均明确鼓励新能源电站配置储能，并提出优先支持配置储能的新能源发电项目。这让“新能源+储能”成为行业内讨论热点。

业内人士表示，“鼓励”“优先”等字眼频繁出现在各地政策文件中，一定程度上反映“新能源+储能”或将成为新能源行业的标配。

“新能源+储能”是发展趋势

6月30日，国家能源局福建监管办公室正式印发《福建省电力调峰辅助服务交易规则(试行)(2020年修订版)》，在电储能参与调峰辅助服务方面，参与调峰交易的储能规模不小于10MW/40MWh。文件鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施。

6月8日，湖北省能源局发布的《关于开展2020年评价风电和评价光伏发电项目竞争配置工作的通知》提出，优先支持风储一体化。对拟接入同一变电站或同一消纳台区的多个风电和光伏发电项目，优先选取风储、风光互补项目。风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%，且必须与风电项目同时建成投产，以满足储能要求。

据不完全统计，目前已有包括福建、湖北、山东、内蒙古、河南、安徽在内的超过10个省区发布同类通知或文件。新能源电站配置储能正在成为地方推进新能源项目发展的标配。

“‘新能源+储能’融合发展是未来的发展方向。”山东航禹能源有限公司董事长丁文磊表示，地方政策提出新能源电站配置储能，是为了解决新能源消纳问题。“储能具有调峰的天然优势，可有效解决间歇性新能源直接并网时对电网的冲击”。

“新能源与储能的结合是必然趋势。”阳光电源股份有限公司光储事业部储能销售中心总经理陈志也认为，新能源电站配置储能，可以提高电力系统稳定度，促进电力消纳。

陈志还表示，这会催生出市场需求，带动储能产业的发展。“新能源企业为了确保项目如期并网，就会配置储能系统”。

在此背景下，今年我国电化学储能装机规模有望迎来新一轮增长。据悉，仅2020年上半年发布的新能源配储能项目招标规模，已达到去年新增电化学储能投运总量的58.6%，预计今年我国电化学储能全年装机量将突破1吉瓦。

经济性有待考量

陈志表示，各地鼓励并优先支持“新能源+储能”发展，将带动储能市场的发展，但会增加新能源项目的投资成本。同时，目前储能市场发展缓慢，还处于初级阶段，成本仍较高。“这对新能源场站的投资者来说，也是一种负担”。

陈志还认为，新能源场站投资企业为了实现如期并网，可能会尽量选择价格低廉的储能系统。“这就会导致储能市场出现激烈的价格竞争，甚至可能会出现‘劣币驱逐良币’的情况”。

“从各省区发布的政策文件来看，并未强制要求新能源发电项目必须配置储能，但是如果开发企业想要获得新能源项目，配置储能将成为优先开发的重要条件。”丁文磊也表示，目前正处于新能源发电冲刺平价上网的关键期，配置储能将在一定程度上增加新能源开发企业的资金投入，带来了不小的压力。

此外，陈志还表示，“储能怎么去用，怎么去评价”,也就是对储能的评价体系和应用方式，各地出台的政策并没有给出答案。此外，国家标准缺失，“现在使用的是国家推荐标准，但标准一定要与储能的实际应用场景相结合。比如，按照目前锂离子电子推荐标准来看，还无法区分动力电池和储能电池”。

值得一提的是，对于新能源电站配置的储能，其储能系统收益如何分配？中国光伏行业协会相关负责人表示，从目前的市场情况来看，“新能源+储能”最大的瓶颈在于其没有稳定且普遍适用的盈利模式，导致其经济性不够稳定，无法发挥企业主动性。

丁文磊认为，目前储能与新能源融合发展的配套政策还不完善，已出台的调峰支持政策难以支撑储能系统投资获益。

“储能收益分配确实是一个大问题。”陈志也表示，如果集中式安装，按道理是谁收益谁买单，但是目前没有明确的政策给予支持。

需要政策支持

新能源电站配置储能是发展趋势，而其经济性有待考量，那么“新能源+储能”未来该如何发展？业内人士表示，需要建立和完善配套支持政策。

“推动‘新能源+储能’的发展，重点在于相关配套政策的制定并完善。”陈志认为，需要建设和完善电力辅助服务市场机制，给予储能“合法”的市场主体身份，让其参与调峰、调频辅助服务市场以获得收益。在辅助服务市场机制未建立之前，需要建立“新能源+储能”项目的评价体系和使用规范，引导新能源电站配置储能的健康发展。

丁文磊也表示，需要国家相关部门出台相应的配套政策支持新能源电站配置储能，比如价格补偿政策、财税政策、补贴政策等，以提高项目的经济性。“在配套政策出台之前，进一步制定并明确储能系统技术准入标准，避免新能源开发企业使用低价格的储能系统，确保储能系统安全可靠应用”。