10月9日，河北省下发《关于做好2021年风电、光伏发电市场化并网规模项目申报工作的补充通知》，要求2021年市场化并网项目需配建调峰能力，原则上，河北南网、冀北北网市场化项目配建调峰能力分别不低于项目容量的10%、15%，连续储能时长不低于3小时，并强调配建调峰能力应与市场化并网项目同步建成投产。

无独有偶，内蒙古10月8日发布的“2021年保障性并网集中式风电、光伏项目优选结果公示”显示，本次公示的光伏项目共计25个，总规模385万千瓦。按照要求，均需配置15%~30%比例的储能。事实上，提出类似要求的地区远不止于此，各地将高比例配置储能作为新能源发电前置条件，已成为一种较普遍的现象。为此，有业内人士担忧，部分地方政府趋之若鹜的激进政策，将使新能源发电面临新的难题，同时也不利于储能产业的长远发展。

加重行业负担，风电光伏盈利堪忧

推动“新能源+储能”的发展，是应对新能源大规模发展面临的消纳问题的一条重要路径。然而，对于刚刚实现平价上网的风电和光伏发电，强制要求高比例的储能配额，无异于“揠苗助长”。尤其是在今年电化学储能产品价格不断创下新高的背景下，高比例配储能要求，正在使新能源经济性面临严峻考验。

数据显示，今年以来，锂产品价格大幅攀升，金属锂价格已从1月4日48.5万元/吨涨至10月9日87万元/吨，累计涨幅近八成；电池级碳酸锂从年初5.3万元/吨涨至18.25万元/吨，累计涨幅244%；六氟磷酸锂从11.25万元/吨涨至47.5万元/吨，累计涨幅322%。面对日渐高企的储能产品价格，强配储能的新能源电站，盈利空间正在被蚕食。

据国光中和能源科技（北京）有限公司董事长徐国新介绍，新能源配套储能对于整体项目的经济性影响，取决于储能所发挥的效益。他表示，目前新能源配套的储能，主要收益是提高新能源发电消纳能力，降低弃电限电量；其次可以在电力辅助服务市场中提供调峰调频服务获取一定收益。

“在弃电限电问题不突出的地区，目前储能收益较为有限。”徐国新表示，在当前电池价格日益攀升的情况下，大规模配置储能，将明显降低新能源特别是光伏项目的经济性，对新能源建设进度产生不利影响。他建议，各地区对于光伏配套储能，可以暂定10%容量、2小时时长的基准要求，后续根据可再生能源利用率情况以及储能实际调用次数和深度，再行研究是否调整相应要求。

“新能源配储能应因地制宜。”海博思创董事长张剑辉指出，从系统优化的角度来看，每个电站都强配统一比例、统一时长的储能，这种“一刀切”的方式是不合理的。

陷入低价竞争，不利储能长远发展

除了影响风电、光伏发电的经济性，强配储能对于储能产业长远发展同样不利。据了解，由于抽水蓄能建设周期较长，而新型储能中，光热调峰又受限于土地、成本，光资源等发展瓶颈，当下较成熟的仅有电化学储能。然而，目前来看，大规模电化学储能本身就存在较多隐患。

从现有的技术水平来看，电池的寿命一般为8年~10年，到了这一期限，就要面临回收的问题。同时，锂可与众多物质发生剧烈化学反应，安全问题也颇受外界关注。在国家环保要求日趋严格的背景下，由于成本压力，可能会迫使新能源发电企业选择廉价而相对劣质的储能产品，使其环境风险更加凸显。徐国新指出，“从长远来看，低技术水平储能产品可能在未来会带来安全问题、污染问题等一系列不良影响，对于行业前景造成较大的负面影响。”

徐国新坦言，由于现阶段储能项目的收益，特别是弃电限电问题不严重地区的储能项目收益相对有限，为上新能源项目而激进的配置大规模储能，势必会迫使项目业主对储能造价提出苛刻要求，极可能造成储能行业的“劣币驱逐良币”，导致低技术水平储能产品的大规模使用。

“新能源场站配置的储能系统，由于目前缺乏对应的调度和补偿机制，缺乏盈利模式，电站逐渐把储能视为并网接入的一个‘前置条件’，会拉低风电、光伏的投资回报率，导致近期新能源强配的储能项目，招标价格越走越低。”张剑辉表示，如果因为电厂选择低质或者退役梯次利用的电池而导致安全事故发生，就会给储能产业带来负面影响，从而不利于储能产业的健康发展。

对此，全国工商联新能源商会专业副会长兼秘书长曾少军指出，储能存在层级的差异，如果给新能源项目增加成本，必然会导致新能源发电企业选择低价储能产品，使中高端的安全产品不再具备竞争力，使价格战成为影响行业良性发展的因素。他强调：“涉及安全性的问题，应该是‘一票否决’的，而低价竞争会牺牲质量和安全。”

避免揠苗助长，稳妥推进才有未来

相比于“揠苗助长”式的强配储能要求，事实上，“新能源+储能”还有诸多稳妥发展路径。张剑辉认为：“储能是给电网用的，应该由电网的规划和运行部门做统一的规划安排，按照新能源接入的规模部署对应的储能系统。比如在哪些节点上需要装多大容量的储能，都可以测算出来，然后再统一配置、统一调用和管理；此外，还可以通过‘共享储能’模式，在满足配额要求的同时，参与电网的调度。”

所谓“共享储能”，是在2018年由国网青海省电力公司率先提出的概念，是把过去在一个点的储能资源，释放给整个电力系统，可以同时为多个电站削峰填谷，提升利用效率。对于助力新能源消纳，这一模式可获得的效益远远超过“一刀切”式的强配储能。

“对于‘新能源+储能’的支持政策，山东省的做法有诸多可取之处。”张剑辉表示，山东省能源局统一做规划，对“十四五”期间新能源发展所需储能进行了测算，逐批由示范项目进行建设。

对于“新能源+储能”的发展路径，曾少军建议，首先要做好前端的规划，以避免无效配置，做好不同情境下的储能需求的测算和前瞻性的规划研究。同时，要健全“新能源+储能”项目激励机制，把“强制配置”变成“激励配置”；提升储能行业的准入门槛，从安全性的角度出台新能源侧储能电池的标准；还要建立健全市场机制，把“共享储能”等商业模式做起来，改变“储能是一种负担”的印象。

此外，曾少军还强调，在发展多样化的新型储能时，一定要重视太阳能热发电的作用。“太阳能热发电的储能时长可以达到16个小时，是标准的‘新能源+储能’的方式。”他表示，“目前，太阳能热发电已经走到了通过规模化降低成本的‘大门口’，在20个示范项目落地后，政策支持不应该中断。”