今年3月，湖南28家企业承诺为新能源项目配套建设储能。但据记者最新了解，迄今5个多月过去了，兑现承诺者寥寥无几。

不仅湖南省要求新能源配建储能，目前全国已有10多个省份出台相关文件鼓励新能源配储能，储能配置比例在5%-20%之间。加装储能与否已经成为多地新能源能否优先并网的关键。那么，新能源项目有必要配储能吗？目前“推广不开”的症结在哪？未来合理的“新能源+储能”商业模式是什么？

新能源消纳形势严峻

数据显示，今年湖南峰谷差高达2000万千瓦，但火电标杆电价高且装机仅有2200万千瓦，调峰能力有限。尤其是在湖南省南部、西南部，新能源消纳形势并不乐观，被划分为红色预警区域，其他地区为橙色或黄色区域。在已无绿色消纳区域的情况下，湖南期待通过配备储能解决相对严峻的风电消纳形势。

“1-7月份，因为疫情影响，湖南风电大面积弃风，个别发电企业的月度弃风比例高达40%，而1-7月平均弃风比例高达20%以上，储能成为解决调峰、降低弃电的方式之一。”湖南省一位风电企业高层对记者表示，国网湖南电力公司因此要求新建新能源项目配置10%-20%的储能，否则项目可能无法并网。

针对湖南省新能源配储能进展缓慢问题，记者致函湖南省能源局、湖南省电力公司，截至发稿，均未收到任何回复。

储能建设遭遇多重难题

那么28家电源企业的承诺为何现在成了“空头支票”？

一位知情人士对记者表示，储能对湖南省发电企业来说是全新领域。目前湖南省在运储能电站3座，累计60WM，由国网投资建设运营，已租赁给不同火电企业。其他发电企业暂未涉足储能领域，均为零基础。

但据记者了解，相比于缺乏经验，没有盈利空间才是发电企业不愿配建储能的根本原因。按照湖南辅助服务市场规则，报价上限为0.5元/千瓦时，储能电站充电电量同时执行现行用电侧峰谷分时电价，储能获利空间严重不足。“峰谷差0.7元/千瓦时以上才能勉强满足投资要求，但满足此类条件的项目主要集中在北京、广东、江苏、浙江等地区，湖南并不具备这样的条件。”一位不愿具名的企业高层表示。

此外，初始投资成本偏高也是掣肘储能建设的原因。目前储能EPC中标单价比今年年初下降了23%。但是，按光伏项目装机规模20%、储能时间2小时计算，配套储能将导致企业初始投资成本提高8%-10%；对风电项目来讲，初始投资成本提高比例在15%-20%之间。

另外一个导致“新能源+储能”推广难的关键问题是，小时级的电化学储能应对弃风的作用十分有限；在大风季或连续大风日，电化学储能在风电大出力之前几个小时已快速充满，对之后的弃电无能为力，且充进去的电在连续大风日期间没有机会放出，这就导致储能电站充放电次数大为降低。

多位受访专家认为，地方要求新能源配置储能，一般是对容量配比提出要求。企业从利益角度考虑，肯定配置低端产品，满足要求即可，实际运行中可能也用不上几回。“这就会倒逼发电企业拿储能做敲门砖，先配足量再说，劣质低价的储能产品会流入市场，储能行业就会出现劣币驱逐良币现象。”国家发改委能源研究所一位不愿具名人士对记者直言。

中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬也表示，从目前市场反馈看，储能行业存在恶意低价竞争的苗头，低价形势下的产品质量安全问题让人担忧。

“新能源+储能”路在何方 问题该如何解决？

“并非每个新能源项目都必须配储能。”岳芬对记者表示，配不配储能，各地区应根据未来可再生能源发展实际，从全局的角度来评估最需要安装储能的地点和比例，这比每个项目配置储能更为有效且更节约。另外，还要考虑在成本无法向终端疏导的情况下，发电企业的承受力问题，尤其是风、光将全面迎来平价上网，项目经济收益对成本愈加敏感，在缺乏有效市场机制的情况下，让发电企业承担此成本的能力需要准确评估。

多位受访专家呼吁，应从经济性和系统实际需求等方面合理制定储能规模、容量及具体技术方案，最大限度降低投资成本。

“在现有政策条件下，国内可以通过多个主体共用一套储能系统的形式，提高储能的利用率，发挥储能的多重功用价值，提高储能项目经济性。”岳芬表示，但共享储能的交易特征是1对N的关系，需要解决计量、结算，甚至是输配电价核算等问题。未来，在电力市场化改革过程中，应从允许储能系统运营商作为独立市场主体提供多元化服务入手，使其能够参与调峰、调频、黑启动等各类服务，使储能在为发电企业、电力用户提供服务的同时，还能够获得其他渠道收益，同时应秉持“谁受益、谁付费”的原则，将储能的成本疏导至用户端。

在多位业内人士看来，任何市场都有从建立到成熟的过程，面对目前储能市场的种种问题，既要有应对策略，也要有信心。新能源公司、储能厂家、设计院及科研机构、设备集成商、资方、行业联盟、电网公司等是利益共同体，多方合作共享未来才是破局之道。