“一个10万千瓦的风电项目配套20%的储能，将带来约1.6元/瓦时的配储能成本。共计额外花费约3200万元，占总投资的4%-5%。”日前，一位不愿具名的风电开发商高管向记者给出了上述数字。在集中式风电项目中，10万千瓦为中等规模，有的大基地项目装机可达100余万千瓦，那储能投资则需达3亿元以上。“这是一笔不小的开销。”戴上成本高企“紧箍咒”的新能源开发商，觉得“很委屈”。

他们委屈的点在于，在新能源配置储能项目的实际推广中，新增的储能成本“一边倒”地集中在新能源开发商身上。为实现双碳目标，中国提出构建以新能源为主体的新型电力系统。但风光等新能源具有间歇、不稳定等特性，随着新能源装机占比的增加，对电力系统灵活调节能力提出了更高要求。

储能的作用因此突显。储能相当于一个大充电宝，在新能源出力高峰期吸纳电力，在出力低谷期释放电力，这降低了新能源波动对电网产生的不利影响。“2030年中国新能源装机要达到12亿千瓦以上，届时至少需要2亿千瓦以上的储能设施。”在4月21日举办的“十四五”储能产业发展论坛上，国网综合能源服务集团储能事业部总经理李杰称。

据统计，2021年以来，已有新疆、山东、山西、宁夏、青海、内蒙古、湖南、贵州等10余个省（区、市），明确要求新建的新能源电站配置相应比例的储能装置，其中多地明确储能容量的大小和时长，要求可再生能源配储规模在5%-20%之间，连续储能时长多数为1-2小时。根据中关村储能产业技术联盟的数据，截至2020年前三季度，新增投运的电化学储能项目中，新能源发电配套项目的装机比重超过三分之二。可再生能源侧储能装机占比，已从2019年的17.4%攀升至29%，增速迅猛。

开发商该为储能成本买单吗？ 

“新能源电站配储能，可较为直接地形成厂网友好，减少新能源并网对电网的冲击及调峰压力。”华北电力大学经管学院教授、华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣告诉。目前行业共识是：“谁获益，谁买单”。曾鸣表示，新能源电站是直接受益方，通过配置储能可以减少弃风弃光，利于提升新能源上网电量。因此，新能源电站成为买单者。

据了解，新能源配储能项目获取收益的路径，主要包括参与调峰、调频获得辅助服务补偿，减少弃风弃光电量增加电费收入，参与电力市场交易获得电价收益，以及削峰填谷获得峰谷价差。电网和用户则为间接受益方。曾鸣表示，电网可以多调度其他出力，保证运行安全；用户则能够稳定用电，使用更高品质的电力。

曾鸣补充道，事实上，新能源电站配置储能后，也无法直接将成本分摊给电网和用户，因为找不出相应的测算模型。

国网能源研究院新能源与统计研究所主任工程师黄碧斌表示，新能源快速发展增加了电力系统调峰需求，有必要承担相应成本，且新能源已具备了承担成本的两个条件。“此前，新能源发电的成本高，从政策支持角度，不要求它们为电力系统调节买单。但随着风电、光伏的度电成本下降，配套储能已具备一定的经济可行性。”黄碧斌表示。此外，未来新能源发电将成为主力电源，应该承担起主力电源的责任，弥补电力系统调节缺口。一位不愿具名的资深电网研究人士称，新能源项目配置储能，也是发展的需要。

“这是一个过渡。”他表示，新能源项目配置20%的储能，其实并不能完全解决弃电问题，而是解决了一部分的平滑波动性问题。该人士认为，新能源企业和电网公司，均需承担电力消纳的相应责任。但按照电力系统一般的惯例，谁带来的问题由谁负责解决。新能源本身的波动性带来了消纳问题，地方政府要求配置储能，是有道理的。

目前主流的储能形式，主要分抽水蓄能和电化学储能等。前者的成本较低，但受制于建设周期、装机条件受限等问题，增量有限。

上述电网研究人士认为，新能源电站单机容量小且安装分散。在当前电力市场仍不够完善的情况下，新能源电站配置电化学储能，是最经济、最适合的解决方案。他还认为，新能源电站配置储能，虽然一定程度上增加了新能源投资成本，但也推动了储能产业的发展。

掏钱了却收效甚微 

“配套储能的资金，都是开发商掏。”一位风电头部整机企业行业研究人士称，新能源本身不是高利润行业，目前刚步入平价期，利润又被摊薄了。他认为，新能源电站配储能，需要充分考虑方案的经济性。

该人士表示，目前配套了储能装置的项目，都是出于当地政策要求，开发商为了拿项目，想要优先并网。“纯属无奈之举，基本不存在自愿配储能的。”该人士称。

一位能源央企新能源业务负责人告诉表示，当前市场最便宜的储能价格为1.4元/瓦时，运行寿命为七年。按每天充放电一次，寿命期内共充放电2.55千瓦时，要收回投资，每度电需达到0.55元的价值。

“甘肃省给了储能调峰0.5元/千瓦时的较高补贴，但依然入不敷出。”该人士称。曾鸣曾撰文称，由于各地新能源发展规模、电网结构、调峰资源缺口程度有所不同，强配储能对新能源企业造成较大的成本压力。尽管电化学储能成本呈逐年下降趋势，但目前仍高达0.6-0.8元/千瓦时，远高于抽水蓄能电站0.21-0.25元/千瓦时的度电成本。除安装、运行成本外，融资成本、项目管理费等附加费用也很高。

由于补贴退坡、资金拖欠、平价上网等因素，新能源项目盈利空间逐年压缩。目前新能源项目配置储能，仍缺乏合理的机制和明确的投资回收渠道，企业建设积极性较低。

多位新能源开发商表示，零散的储能系统，对解决弃风弃光问题收效甚微，但投入是巨大的。

他们认为，新能源配备储能的价值并未体现出来，辅助服务补偿也缺少长效机制。储能配备后，电网不一定会调用；调用了能不能回收投资成本，也是未知。

其中一位民营风电开发企业管理人士表示，目前风电配储能的收益只来源于电网调度的调峰电量，这部分收益较少，无法覆盖成本。

他认为，储能参与调峰和解决弃风问题的相关政策以及经济模式，都有待进一步明确。

有不愿具名的风电行业专家也向指出，多地整齐划一强推新能源配储能，存在“一刀切”的问题，投入的资金和减少的弃风弃光电量并不匹配。

上述风电开发企业高管也记者称，新能源企业在每个项目上配置一定储能设施，是一种巨大的浪费。正确的做法应该是通过分析有针对性地在电网适宜位置进行储能配置。此前，已有多位业内人士在公开场合指出，分散式配套新能源储能的弊端。

江苏林洋能源股份有限公司副总裁方壮志在“十四五”储能产业发展论坛上表示，分散的新能源配套储能无法被电网直接调度，很难获得调峰、调频、辅助服务等收益。

2021年“两会”期间，通威集团董事局主席刘汉元也指出，相比大容量集中储能，发电侧小容量的储能系统投资建设的成本较高、充放电效率较低，客观上不合理地推高了可再生能源的建设成本与电力价格，且先天存在无法灵活调整、整体利用率偏低的缺陷。

据了解，电化学储能发展尚未成熟，储能系统设计、安装、投运、验收和后期运维，以及储能系统的灾后处理、电池回收等，仍没有完善的标准和政策支撑。

在这一背景下，如果新能源项目强制配套储能，开发商出于优先并网及节约成本考虑，可能会使用价格低廉的产品，储能产业或出现劣币驱逐良币的现象，储能系统的安全性、寿命、效率等无法保证。

共享储能或是最优方式 

根据上述采访，目前配置储能的方式，成为新能源开发商的众矢之的。“如何在投资最少的情况下，实现储能的最优价值？”这是新能源开发商最关注的问题。

曾鸣指出，只有考虑到不同类型的储能技术，在不同的空间和时间实现最优布局，储能才能在未来的新型电力系统当中发挥最大作用。他认为，“共享储能模式，是目前的最优方式。”该模式可以实现在整个电力系统最优化的情况下布局储能，性价比较高。

林洋能源总经理方壮志在“十四五”储能产业发展论坛上表示，集中式共享储能具备六点优势，一是易于调度，二是质量可控，三是成本优势，四是投资回报可期，五是模式灵活，六是整合优化。

三峡电能有限公司副总经理吕天罡也在上述会议上表示，共享储能将独立的储能电站，通过电网连接进行优化配置，可以实施精准的充放电控制，让电力系统更具柔性调节能力。

曾鸣补充道，当前新能源配置储能项目，普遍认为是应该配备电储能装置，尤其是化学电池。但分布式能源、抽水蓄能电站及一些新模式等，对能抑制新能源的波动性，应从系统的角度统筹优化，共同参与到电力系统的运行调节过程中。

黄碧斌也表示，解决新能源的波动性和间接性，还可以通过火电机组的灵活性改造，建设抽水蓄能、开展需求侧响应等措施，提高电力系统调节能力。

按照业内的最后预期，随着储能技术逐步成熟，价格实现快速下滑，新能源配置储能的成本压力得到释放，最终能够实现“新能源＋储能”平价。

在4月24日举办的新能源发电运营及后市场研讨会上，科华数据股份有限公司新能源事业部技术总工侯朝勇表示，中长期看，发电侧储能市场增长的推动力应是储能系统成本的下降。

他提出，“十四五”时期，储能项目盈利性一般，发电侧光储未能达到平价，功率配比低于50%；到2030年，可再生能源装机超过火电装机，将实现光储平价，功率配比为50%-100%，备电时长2-4小时；到碳中和时期，功率配比达100%，备电时长达4小时。

4月21日，国家发展改革委、国家能源局就《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》公开征求意见。两部委提出，将健全“新能源＋储能”项目激励机制，对于配套建设新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、项目核准、并网时序等方面给予适当倾斜。

多位受访者称，这一文件对新能源及储能行业的高效快速发展，是一大利好消息。

但也有新能源开发人士称，“具体形成多大利好，要看具体的政策倾斜了。”（转载请注明见道网www.seetao.com）见道网战略栏目编辑/许生鹏