“加快新能源建设是落实国家绿色发展战略的重要手段，但新能源超常规发展过程中产生的电网平衡难度加大、故障形态复杂等一系列新的问题，对电力系统灵活调节能力提出了更高要求，这为储能发展带来新机遇。储能装置可实现负荷削峰填谷，增加电网调峰能力，也可参与系统调频调压提高电网安全稳定性。”8月27日，国网国家电力调度控制中心党委书记董昱在“第九届储能国际峰会暨展览会”上表示。

近年来，利好“新能源+储能”发展的政策频出。峰会当天，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》，提出积极探索“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”实施路径，成为推动储能在新能源发电项目上应用的又一项利好政策。

“新能源+储能”已在多领域应用

随着新能源占比在电力系统中越来越高，由于本身具有的随机性、波动性、间歇性，势必需要大量可调节资源配套，而储能是一种非常好的协调发电和负荷之间时空不匹配的手段。“储能的未来是光明的，但发展也需要政策的支持，而不是盲目地推进新能源+储能模式。”国网青海省电力公司绿能数据有限公司总经理董凌说。

阳光电源副总裁吴家貌认为，“新能源+储能”并网占比从2019年的17%增加至今年的43%，正在成为行业标配。中关村储能产业技术联盟理事长陈海生认为，可再生能源和分布式能源的大规模利用，对储能有着巨大的需求。

不难看出，“新能源+储能”被业界认为是大势所趋。事实上，“新能源+储能”已经被广泛应用于多个领域。

据董昱介绍，在电源侧，一是在新能源场站配置储能，获取利润的主要模式是通过储能装置改善新能源场站运行特性，从而减少弃风弃光。这对于弃电严重和新能源上网电价高地区的场站具有较好的投资前景。

二是在火电厂配置储能，参与调峰调频辅助服务市场。获取利润的关键在于市场本身的补偿力度以及能够获取到的市场份额有多少。由于在一定时期内市场总体调节资源是基本相当的，如果市场出清价格高和调节需求大则具有获利空间，反之回报率就会下降。

在电网侧，需要有大量的储能资源提供调频调峰、系统备用和故障调节等公共服务，但现在面临的主要问题是政策支撑不足。如果作为独立的储能电站接入公共电网，当前的商业化运作模式还是处于探索阶段；如果开展共享储能，为新能源场站提供调峰服务，现在基本处于一场一策、一事一议的阶段，收益存在很大不确定性。

在用户侧，获取储能收益的主要模式是利用峰谷价差，低谷充电，高峰放电，获取价差的收益，这里面主要看本地峰谷电价差，以及结合本地企业自身经营的情况来决定收益的回报率。

强配储能还有多种问题待解

尽管“新能源+储能”已经成为行业发展的趋势，但是也不能盲目配备储能，特别是在风电、光伏等新能源发电迎来平价上网之际，新能源配备储能后的成本、政策引导和监管、行业标准以及老生常谈的“谁付费、谁买单”等问题都成为摆在“新能源+储能”面前的拦路虎。

国内储能市场要提高项目经济性，也应从开放市场入手，允许储能系统运营商作为市场主体提供多元化服务，进而获得多渠道收益。

业内专家认为，在“新能源+储能”推动举措上，探索完善的市场交易机制和价格补偿机制显得重要。只有合理化的市场规则和价格机制，才能让类似项目获取合理的价值回报，实现可持续发展。

董昱给出了他的建议，第一是加强顶层设计，促进新能源和储能协调有序发展。第二完善政策机制，建设储能分类管理的体系，不同类型怎样发展，怎样确定规模，怎样建立商业回报、投资模式。第三健全标准体系，深化技术研究。第四创新应用模式，助力能源互联网建设。

“如何配置实现储能规模化以及如何配置才能最大限度发挥储能的价值，是我们未来面临的主要挑战。”北京索英电气技术有限公司董事长王仕城表示，规模化储能需要着重考虑电网的关键点和薄弱点，同时需要及时完善相应政策，规范储能的建设标准，保护投资方和各相关参与方对产业的信任，以实现产业的健康有序发展。