强配储能的陷阱-北极星太阳能光伏网

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储能是能源版图的要塞，储能兴，电力市场则兴。然，在当前的制度设计、技术经济条件下，新能源强配储能并不合时宜。

（来源：能源杂志作者：王佳丽）

新能源配储能“由暗到明”

在政策约束下，新能源储能项目被储能业视为新贵，殊不知新能源发电企业正陷入进退两难之境。

在电网侧、用户侧储能示弱的格局下，新能源发电侧储能在政策约束下，进入新能源企业投资决策的视野。电网企业视储能为缓解调峰压力、降低输变电损耗、保证电网安全的工具，资源省份也将储能作为撬动投资的载体，储能技术服务商嗅到了迟到的商业机会。唯独对于新能源发电企业，却陷入进退两难境地。

自2019年开始，部分地方便将储能纳入新能源接网方案。今年以来，青海、新疆、内蒙古、辽宁、吉林、山东、湖南等十余省将储能写入新能源竞价、平价项目配置方案，原本秘而不宣的商业规则“由暗到明”。

政策约束，储能成标配

新能源配储能并不是新鲜事物。早在2017年，青海省发改委便在《2017年度风电开发建设方案》中提出，列入青海省2017年度风电开发建设方案的43个项目按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模0.33GW。2019年，新疆、山东、西藏、江苏等省（区）也陆续出台政策，鼓励或要求新能源项目配备储能设施。（见表1）

2020年以来，国家层面鼓励推动电储能建设，以促进清洁能源高质量发展。5月19日，国家能源局《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》，明确鼓励建设以电为中心的综合能源系统，实现电源侧风光水火多能互补，需求侧电热冷气多元负荷互动，电网侧源网荷储协调控制；鼓励送端地区全网优化水电、风电、光伏、火电、储能等电源配置。

6月18日国家发改委、国家能源局印发《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，要求提高电力系统调节能力，推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。

国家层面政策在于引导和鼓励储能参与新能源并网消纳，但各省政策却将储能作为新能源项目的标配。

从地方层面看，仅今年上半年，全国范围内就有新疆、内蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、辽宁、山西、山东、青海等12个省（区）发布相关政策，力促储能在新能源发电侧应用。（见表2）

从上各省政策看，部分省（区）对储能配置的装机规模、储能时长等因素提出明确要求。例如，内蒙古要求光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上；湖北要求风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%，且必须与风电项目同时建成投产；山东明确储能配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2小时，可以与项目本体同步分期建设。

部分省（区）明确优先支持的新能源储能项目类型。例如，内蒙古提出，优先支持光伏+储能项目建设；湖北优先支持风储一体化、风光互补项目，对接入同一变电站的风储与光伏发电项目，优先配置风储项目；河南优先支持配置储能的新增平价风电项目；辽宁优先考虑附带储能设施、有利于调峰的风电项目。

储能成规定动作，招标规模放量

在上述政策引导下，“新能源+储能”招标规模大增。今年上半年，已有三峡新能源等13家发电集团发布了32项光储、风储或风光储项目招标，新能源配置储能规模超过373MW，其中大部分项目为2020年新增平价、竞价项目，需在2020年完成并网。从装机规模看，2020年仅上半年招标的新能源配储能项目规模，就已达到2019年新增电化学储能投运规模（636.9MW）的58.6%。

国内新能源配储能已有技术示范案例。早在2011年12月25日，我国首个风光储输示范工程就已在河北省张北县建成投产。该项目综合运用了磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸等多种技术路线，每年可以提升200小时的利用小时数，但经济性不佳。

2018年6月26日，我国首个光伏发电储能项目——共和实证基地20MW光伏储能项目并网。该项目采用了磷酸铁锂、三元锂、锌溴液流和全钒液流电池，建设16个分散式储能系统和6个集中式储能系统。

2019年，我国首个风光储多能互补型电站——青海共和、乌兰55MW/110MWh风电配套储能项目，以及首个真正意义上的“风电+储能”项目——鲁能海西州多能互补集成优化示范工程50MW/100MWh的磷酸铁锂电池储能项目相继投运。

其中，青海项目由黄河上游水电开发有限责任公司投资建设，采用阳光电源一体化储能系统解决方案、高度集成的储能变流器和锂电池系统，且配置了高能量密度锂电池，循环寿命长、深度充放电性能优越，能够满足电站调频需求，进一步提升电网友好性。同时，整套储能系统极大提高了机组的AGC调节性能指标与AGC补偿收益，减小考核成本，增加电站的收入。