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本次全國兩會上，全國人大代表、通威集團董事局主席劉漢元建議不強制要求可再生能源發電項目配置儲能系統，以提高儲能的利用效率、減少資源浪費。

”十四五“開端之際，山西、寧夏、青海、內蒙古、湖南、山東、貴州等多個省份發布新能源配置儲能方案，配置儲能將會給風光等新能源項目開發業主帶來額外的成本增加。以光伏配儲為例：據業內人士核算，目前雖然儲能EPC中標單價比2020年初下降了23%，但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%。

光伏、風能等可再生能源的持續規模化發展，全面替代化石能源的趨勢已日益明顯，其在電源側的滲透率逐步提升，需要電力系統同步提升實時平衡與調峰能力，以保障可再生能源的有效消納。

劉漢元認為，我國相比部分歐美國家，電力系統以燃煤火電、徑流式水電為主，調峰能力與響應速率均存在劣勢。儲能作為戰略性新興產業，是增強電力系統供應安全性、靈活性和綜合效率的重要環節，是支撐能源轉型的關鍵技術之一。其中，電化學儲能是除抽水蓄能以外，應用最為廣泛的儲能形式。伴隨著鋰電池成本不斷下降，電化學儲能被普遍視為提升系統調節能力，保障可再生能源消納，推動可再生能源進一步發展的解決方案。

劉漢元還表示，強制要求可再生能源發電項目配置儲能設備，正在全國多地發生。自2019年以來，各省市及電網公司陸續強制要求發電企業在投資建設光伏、風電等可再生能源項目時，按一定的容量配套建設儲能系統，推高了項目建設成本。

劉漢元認為，結合儲能技術的發展趨勢，我國在未來政策制定方面，應當充分考慮儲能在推動可再生能源消納以及提升電網穩定性等方面的正外部性，設計合理的儲能價格補償機制和市場準入機制，持續優化儲能發展模式，助力可再生能源高質量發展。

對此，劉漢元代表提出如下建議：

一是建議不強制要求可再生能源發電項目配置儲能系統，以提高儲能的利用效率、減少資源浪費。對于自愿配置儲能系統的可再生能源發電項目，在保障全額收購的基礎上，在儲能電價上設置適當的補貼價格。

儲能的出現和廣泛應用,實現了電能在時間上的轉移,能夠幫助可再生能源進行調峰和平穩輸出，在不增加電網容量的情況下，提升可再生能源的消納能力。

但問題的關鍵在于儲能的成本由誰來承擔，儲能轉移電力的成本與光伏的上網電價相當，電源企業沒有投資的動力。如能在上網電價的基礎上設置一個儲能補貼價格，使得對儲能的投入具備回報價值，才有可能形成電網與電源企業雙贏的結果。

二是建議支持發展系統側集中式儲能系統，將抽水蓄能電站、儲能基地納入電力發展規劃與統一調度范圍，通過招投標等市場化方式確定項目業主。由電網公司在網側集中配置儲能系統，因提升可再生能源消納的正外部性為全社會共同受益，其成本由所有用戶均攤。

三是建議加快電力輔助服務市場建設，引導鼓勵儲能以獨立輔助服務提供商的角色參與市場交易，發展儲能市場化商業模式。應降低儲能系統的入網障礙，允許儲能作為電源參與到供電服務中，并對儲能提供的調峰調頻服務等進行補償。同時可以制定更加靈活的電價政策，鼓勵通過市場化方式，充分發揮儲能調峰的功能。

對新能源配儲，中國能源報主編張子瑞認為：配儲不是解決新能源消納的靈丹妙藥，更關鍵的是要在電網運行策略、規則和程序上做出改變。

去年以來，多地大力推動新能源配儲能。配建儲能成為新能源場站并網或優先調度的前置條件。“新能源+儲能”大有成為標配之勢。

當前，各省面臨著可再生能源電力消納配額的壓力，積極提升可再生能源消納比例的初衷無可厚非。但是，對技術的采用需要采取審慎的態度，切忌病急亂投醫。

配置儲能也并非解決新能源消納的靈丹妙藥。同時，更要提防在實際操作過程中“一配了之”，使儲能淪為新能源并網的工具和手段，而無法發揮其應有的價值。

首先，從系統層面講，電化學儲能的確有新能源“穩定器”的作用，能夠平抑波動，有助于提高新能源的消納能力。但這不意味著，儲能是解決新能源并網消納問題的必要條件和最優選項。

業內有個形象說法，當前，小時級的儲能配置猶如“水庫邊上掛水桶”，雖然成本投入巨大，但對于解決新能源消納而言收效卻甚微，投入產出比較低。

儲能作為技術手段，固然有助于解決棄風棄光等新能源消納問題，但是技術手段不能解決所有困擾。當前面臨的新能源消納難題，更是深層次的市場機制問題所致。儲能解決不了市場機制問題，其發揮作用反而依賴于市場機制。

因此，實現更大比例的可再生能源消納，不是配置一個儲能硬件所能解決的，也不是僅在電網運行的物理特性上做出改變就能解決的，

更關鍵的是要在電網運行策略、規則和程序上做出改變。

其次，即使確有必要配置儲能，那么，為了發揮其最大價值，也必須探尋合理化針對性配置方案，避免簡單復制，杜絕“千人一面”。

電力系統固然需要調峰手段，讓風電場、光伏電站配儲能，利用的是電量型儲能，而從世界范圍內來看，儲能都是以功率型應用為主，即通過短時間放電，來響應系統峰谷價差，并非大規模用于電量存儲。

顯然，電力系統當前急需的不是完整的“充放”能力，而是調節能力，也就是把負荷適時變大變小的能力和把發電適時變大變小的能力。

即使在新能源內部而言，風電和光伏對儲能配置的需求也不盡相同。實踐表明，光伏發電配置儲能的效益要優于風電配置儲能，在新能源匯集區配置儲能要優于在各個新能源場站配置儲能。

忽視新能源場站之間、不同地域之間、更大范圍內的電力系統平衡能力，簡單要求每一個新能源場站加裝儲能來平衡自己的出力，既無必要，也不經濟。相反，集中利用系統提供的輔助服務，才是最具經濟性的調峰手段。

最后，配置儲能并不能直接帶來新能源消納能力的提升，用好儲能才是關鍵。這需要嚴謹的流程和標準。

當前，電化學儲能裝置在電力系統中的大規模應用，在國際上沒有先例，在國內相關技術標準和安全標準也不完善，包括消防標準、電力系統接入標準都處于缺失狀態。

儲能裝置若作為一個獨立項目，無法取得安全消防手續，也不具備運行資質。若與新能源項目配套，則將所有安全風險全部轉嫁到新能源企業身上。因此，需要盡快完善相關標準，為新能源配儲能的安全運行堵上漏洞。

如果僅僅為了滿足并網的硬性要求“一配了之”，只盯著配建，不著眼用好，那么，無論對于新能源行業還是儲能行業都是不可估量的損失。

7省強制配儲方案：

1、山西大同

1月13日，山西省大同市人民政府發布《大同市關于支持和推動儲能產業高質量發展的實施意見》，其中指出，“十四五”期間，大同市增量新能源項目全部配置儲能設施，配置比例不低于5%;存量新能源項目鼓勵企業分期適量配置，優先對微電網、增量配電、獨立園區等具備條件的用戶配置。同時文件還指定儲能產品的起點標準要達到單體電芯容量280Ah及以上，循環壽命≥8000次(25℃，0.5C充放，容量>80%)。

2、寧夏

1月11日，寧夏自治區發改委《關于加快促進自治區儲能健康有序發展的指導意見（征求意見稿）》明確指出要在新能源富集的寧東、吳忠、中衛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，并在全區推廣應用；“十四五”期間，新能源項目儲能配置比例不低于10%、連續儲能時長2小時以上。原則上新增項目儲能設施與新能源項目同步投運，存量項目在2021年底前完成儲能設施投運。從2021年起，對于達到以上要求的新增新能源企業，在同等條件下優先獲得風光資源開發權；對于達到以上要求的儲能項目，支持參與電力輔助服務市場。

3、青海

1月18日，青海省發布《關于印發支持儲能產業發展若干措施（試行）的通知》，試行稿明確要積極推進儲能和可再生能源協同發展，實行“新能源+儲能”一體化開發模式。新建新能源項目配置儲能設備比例不低于10%、儲能時長2小時以上。并對儲能配比高、時間長的一體化項目給予優先支持。實行“水電+新能源+儲能”協同發展模式，新建、新投運水電站同步配置新能源和儲能系統，使新增水電與新能源、儲能容量配比達到1：2：0.2，實現就地平衡。

此外，試行稿明確，對"新能源＋儲能”、"水電＋新能源 + 儲能”項目中自發自儲設施所發售的省內電網電量，給予每千瓦時0.10元運營補貼，經省工業和信息化廳認定使用本省產儲能電池60%以上的項目，再增加每千瓦時0.05元補貼，補貼對象為2021、2022年投產的電化學儲能項目，補貼時限暫定為2021年1月1日至 2022年12月31日。

4、內蒙古

1月25日，內蒙古自治區能源局印發《內蒙古自治區可再生能源電力消納保障實施方案》，《方案》要求大力發展新能源，進一步增加可再生能源電力消納能力，到2025年，全區可再生能源電力總量消納責任權重力爭達到25%以上，推動自治區可再生能源高質量發展。在對該區可再生能源電力消納保障措施中指出：自治區能源局會同自治區工信廳督促各市場主體，通過配套儲能設施、可調節負荷、自備機組參與調峰、火電靈活性改造等措施，提升可再生能源電力消納能力。負荷調節電量、自備機組調峰電量、儲能項目在接受電網統一調度運行管理下所發電量、風電供暖項目所用電量，全部認定為消納可再生能源電量。

5、貴州

2020年11月24日，貴州省能源局發文要求各市(州)上報2021年光伏發電項目計劃，文件要求；申報項目為集中式光伏電站，單個項目不限規模。項目選址不能與基本農田、自然保護地、生態紅線等重疊，要具備送出消納能力，經濟上可行。鼓勵風光互補、火光互補、水光互補等聯合送出，鼓勵區域內多家項目單位多個項目打捆聯合送出，提升消納能力;鼓勵農光互補、林光互補、漁光互補等項目融合開發，鼓勵光伏開展石漠化治理、采煤沉陷區治理，充分利用各種邊坡、邊溝、灰場、填埋場等，充分挖掘土地利用空間。鼓勵項目配置向我省引進光伏上下游產業鏈企業傾斜，對2020年光伏競價項目在2020年12月30日不具備并網條件的項目單位的申報項目不納入計劃;對光伏項目建設不夠支持、企業辦理手續難、土地成本嚴重高于我省平均水平等的地區項目不納入計劃。在送出消納受限區域，計劃項目需配備10%的儲能設施。

6、湖南

2020年12月底，湖南因電力負荷大增而采取限電措施登上熱搜。隨后國網湖南省電力有限公司表示，“十四五”期間，全省電力部門將從電源、電網、儲能建設和轉移負荷等多方面綜合施策，以確保全省經濟社會發展得到堅實的能源支持。

其中新能源建設方面，加快推進“新能源+儲能”模式，對新增風電按照裝機容量20%配置儲能，新增光伏按照裝機容量10%配置儲能，緩解全省電力供需矛盾。

7、山東

2021年2月19日，山東省能源局印發《2021年全省能源工作指導意見》，其中提出，建立獨立儲能共享和儲能優先參與調峰調度機制，新能源場站原則上配置不低于10%儲能設施。全省新型儲能設施規模達到20萬千瓦左右。