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今年3月，湖南28家企業承諾為新能源項目配套建設儲能。但據記者最新了解，迄今5個多月過去了，兌現承諾者寥寥無幾。

不僅湖南省要求新能源配建儲能，目前全國已有10多個省份出臺相關文件鼓勵新能源配儲能，儲能配置比例在5%-20%之間。加裝儲能與否已經成為多地新能源能否優先并網的關鍵。那么，新能源項目有必要配儲能嗎？目前“推廣不開”的癥結在哪？未來合理的“新能源+儲能”商業模式是什么？

新能源消納形勢嚴峻

數據顯示，今年湖南峰谷差高達2000萬千瓦，但火電標桿電價高且裝機僅有2200萬千瓦，調峰能力有限。尤其是在湖南省南部、西南部，新能源消納形勢并不樂觀，被劃分為紅色預警區域，其他地區為橙色或黃色區域。在已無綠色消納區域的情況下，湖南期待通過配備儲能解決相對嚴峻的風電消納形勢。

“1-7月份，因為疫情影響，湖南風電大面積棄風，個別發電企業的月度棄風比例高達40%，而1-7月平均棄風比例高達20%以上，儲能成為解決調峰、降低棄電的方式之一。”湖南省一位風電企業高層對記者表示，國網湖南電力公司因此要求新建新能源項目配置10%-20%的儲能，否則項目可能無法并網。

針對湖南省新能源配儲能進展緩慢問題，記者致函湖南省能源局、湖南省電力公司，截至發稿，均未收到任何回復。

儲能建設遭遇多重難題

那么28家電源企業的承諾為何現在成了“空頭支票”？

一位知情人士對記者表示，儲能對湖南省發電企業來說是全新領域。目前湖南省在運儲能電站3座，累計60WM，由國網投資建設運營，已租賃給不同火電企業。其他發電企業暫未涉足儲能領域，均為零基礎。

但據記者了解，相比于缺乏經驗，沒有盈利空間才是發電企業不愿配建儲能的根本原因。按照湖南輔助服務市場規則，報價上限為0.5元/千瓦時，儲能電站充電電量同時執行現行用電側峰谷分時電價，儲能獲利空間嚴重不足。“峰谷差0.7元/千瓦時以上才能勉強滿足投資要求，但滿足此類條件的項目主要集中在北京、廣東、江蘇、浙江等地區，湖南并不具備這樣的條件。”一位不愿具名的企業高層表示。

此外，初始投資成本偏高也是掣肘儲能建設的原因。目前儲能EPC中標單價比今年年初下降了23%。但是，按光伏項目裝機規模20%、儲能時間2小時計算，配套儲能將導致企業初始投資成本提高8%-10%；對風電項目來講，初始投資成本提高比例在15%-20%之間。

另外一個導致“新能源+儲能”推廣難的關鍵問題是，小時級的電化學儲能應對棄風的作用十分有限；在大風季或連續大風日，電化學儲能在風電大出力之前幾個小時已快速充滿，對之后的棄電無能為力，且充進去的電在連續大風日期間沒有機會放出，這就導致儲能電站充放電次數大為降低。

多位受訪專家認為，地方要求新能源配置儲能，一般是對容量配比提出要求。企業從利益角度考慮，肯定配置低端產品，滿足要求即可，實際運行中可能也用不上幾回。“這就會倒逼發電企業拿儲能做敲門磚，先配足量再說，劣質低價的儲能產品會流入市場，儲能行業就會出現劣幣驅逐良幣現象。”國家發改委能源研究所一位不愿具名人士對記者直言。

中關村儲能產業技術聯盟副秘書長岳芬也表示，從目前市場反饋看，儲能行業存在惡意低價競爭的苗頭，低價形勢下的產品質量安全問題讓人擔憂。

“新能源+儲能”路在何方 問題該如何解決？

“并非每個新能源項目都必須配儲能。”岳芬對記者表示，配不配儲能，各地區應根據未來可再生能源發展實際，從全局的角度來評估最需要安裝儲能的地點和比例，這比每個項目配置儲能更為有效且更節約。另外，還要考慮在成本無法向終端疏導的情況下，發電企業的承受力問題，尤其是風、光將全面迎來平價上網，項目經濟收益對成本愈加敏感，在缺乏有效市場機制的情況下，讓發電企業承擔此成本的能力需要準確評估。

多位受訪專家呼吁，應從經濟性和系統實際需求等方面合理制定儲能規模、容量及具體技術方案，最大限度降低投資成本。

“在現有政策條件下，國內可以通過多個主體共用一套儲能系統的形式，提高儲能的利用率，發揮儲能的多重功用價值，提高儲能項目經濟性。”岳芬表示，但共享儲能的交易特征是1對N的關系，需要解決計量、結算，甚至是輸配電價核算等問題。未來，在電力市場化改革過程中，應從允許儲能系統運營商作為獨立市場主體提供多元化服務入手，使其能夠參與調峰、調頻、黑啟動等各類服務，使儲能在為發電企業、電力用戶提供服務的同時，還能夠獲得其他渠道收益，同時應秉持“誰受益、誰付費”的原則，將儲能的成本疏導至用戶端。

在多位業內人士看來，任何市場都有從建立到成熟的過程，面對目前儲能市場的種種問題，既要有應對策略，也要有信心。新能源公司、儲能廠家、設計院及科研機構、設備集成商、資方、行業聯盟、電網公司等是利益共同體，多方合作共享未來才是破局之道。