本次全国两会上，全国人大代表、通威集团董事局主席刘汉元建议不强制要求可再生能源发电项目配置储能系统，以提高储能的利用效率、减少资源浪费。

”十四五“开端之际，山西、宁夏、青海、内蒙古、湖南、山东、贵州等多个省份发布新能源配置储能方案，配置储能将会给风光等新能源项目开发业主带来额外的成本增加。以光伏配储为例：据业内人士核算，目前虽然储能EPC中标单价比2020年初下降了23%，但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%。

光伏、风能等可再生能源的持续规模化发展，全面替代化石能源的趋势已日益明显，其在电源侧的渗透率逐步提升，需要电力系统同步提升实时平衡与调峰能力，以保障可再生能源的有效消纳。

刘汉元认为，我国相比部分欧美国家，电力系统以燃煤火电、径流式水电为主，调峰能力与响应速率均存在劣势。储能作为战略性新兴产业，是增强电力系统供应安全性、灵活性和综合效率的重要环节，是支撑能源转型的关键技术之一。其中，电化学储能是除抽水蓄能以外，应用最为广泛的储能形式。伴随着锂电池成本不断下降，电化学储能被普遍视为提升系统调节能力，保障可再生能源消纳，推动可再生能源进一步发展的解决方案。

刘汉元还表示，强制要求可再生能源发电项目配置储能设备，正在全国多地发生。自2019年以来，各省市及电网公司陆续强制要求发电企业在投资建设光伏、风电等可再生能源项目时，按一定的容量配套建设储能系统，推高了项目建设成本。

刘汉元认为，结合储能技术的发展趋势，我国在未来政策制定方面，应当充分考虑储能在推动可再生能源消纳以及提升电网稳定性等方面的正外部性，设计合理的储能价格补偿机制和市场准入机制，持续优化储能发展模式，助力可再生能源高质量发展。

对此，刘汉元代表提出如下建议：

一是建议不强制要求可再生能源发电项目配置储能系统，以提高储能的利用效率、减少资源浪费。对于自愿配置储能系统的可再生能源发电项目，在保障全额收购的基础上，在储能电价上设置适当的补贴价格。

储能的出现和广泛应用,实现了电能在时间上的转移,能够帮助可再生能源进行调峰和平稳输出，在不增加电网容量的情况下，提升可再生能源的消纳能力。

但问题的关键在于储能的成本由谁来承担，储能转移电力的成本与光伏的上网电价相当，电源企业没有投资的动力。如能在上网电价的基础上设置一个储能补贴价格，使得对储能的投入具备回报价值，才有可能形成电网与电源企业双赢的结果。

二是建议支持发展系统侧集中式储能系统，将抽水蓄能电站、储能基地纳入电力发展规划与统一调度范围，通过招投标等市场化方式确定项目业主。由电网公司在网侧集中配置储能系统，因提升可再生能源消纳的正外部性为全社会共同受益，其成本由所有用户均摊。

三是建议加快电力辅助服务市场建设，引导鼓励储能以独立辅助服务提供商的角色参与市场交易，发展储能市场化商业模式。应降低储能系统的入网障碍，允许储能作为电源参与到供电服务中，并对储能提供的调峰调频服务等进行补偿。同时可以制定更加灵活的电价政策，鼓励通过市场化方式，充分发挥储能调峰的功能。

对新能源配储，中国能源报主编张子瑞认为：配储不是解决新能源消纳的灵丹妙药，更关键的是要在电网运行策略、规则和程序上做出改变。

去年以来，多地大力推动新能源配储能。配建储能成为新能源场站并网或优先调度的前置条件。“新能源+储能”大有成为标配之势。

当前，各省面临着可再生能源电力消纳配额的压力，积极提升可再生能源消纳比例的初衷无可厚非。但是，对技术的采用需要采取审慎的态度，切忌病急乱投医。

配置储能也并非解决新能源消纳的灵丹妙药。同时，更要提防在实际操作过程中“一配了之”，使储能沦为新能源并网的工具和手段，而无法发挥其应有的价值。

首先，从系统层面讲，电化学储能的确有新能源“稳定器”的作用，能够平抑波动，有助于提高新能源的消纳能力。但这不意味着，储能是解决新能源并网消纳问题的必要条件和最优选项。

业内有个形象说法，当前，小时级的储能配置犹如“水库边上挂水桶”，虽然成本投入巨大，但对于解决新能源消纳而言收效却甚微，投入产出比较低。

储能作为技术手段，固然有助于解决弃风弃光等新能源消纳问题，但是技术手段不能解决所有困扰。当前面临的新能源消纳难题，更是深层次的市场机制问题所致。储能解决不了市场机制问题，其发挥作用反而依赖于市场机制。

因此，实现更大比例的可再生能源消纳，不是配置一个储能硬件所能解决的，也不是仅在电网运行的物理特性上做出改变就能解决的，

更关键的是要在电网运行策略、规则和程序上做出改变。

其次，即使确有必要配置储能，那么，为了发挥其最大价值，也必须探寻合理化针对性配置方案，避免简单复制，杜绝“千人一面”。

电力系统固然需要调峰手段，让风电场、光伏电站配储能，利用的是电量型储能，而从世界范围内来看，储能都是以功率型应用为主，即通过短时间放电，来响应系统峰谷价差，并非大规模用于电量存储。

显然，电力系统当前急需的不是完整的“充放”能力，而是调节能力，也就是把负荷适时变大变小的能力和把发电适时变大变小的能力。

即使在新能源内部而言，风电和光伏对储能配置的需求也不尽相同。实践表明，光伏发电配置储能的效益要优于风电配置储能，在新能源汇集区配置储能要优于在各个新能源场站配置储能。

忽视新能源场站之间、不同地域之间、更大范围内的电力系统平衡能力，简单要求每一个新能源场站加装储能来平衡自己的出力，既无必要，也不经济。相反，集中利用系统提供的辅助服务，才是最具经济性的调峰手段。

最后，配置储能并不能直接带来新能源消纳能力的提升，用好储能才是关键。这需要严谨的流程和标准。

当前，电化学储能装置在电力系统中的大规模应用，在国际上没有先例，在国内相关技术标准和安全标准也不完善，包括消防标准、电力系统接入标准都处于缺失状态。

储能装置若作为一个独立项目，无法取得安全消防手续，也不具备运行资质。若与新能源项目配套，则将所有安全风险全部转嫁到新能源企业身上。因此，需要尽快完善相关标准，为新能源配储能的安全运行堵上漏洞。

如果仅仅为了满足并网的硬性要求“一配了之”，只盯着配建，不着眼用好，那么，无论对于新能源行业还是储能行业都是不可估量的损失。

7省强制配储方案：

1、山西大同

1月13日，山西省大同市人民政府发布《大同市关于支持和推动储能产业高质量发展的实施意见》，其中指出，“十四五”期间，大同市增量新能源项目全部配置储能设施，配置比例不低于5%;存量新能源项目鼓励企业分期适量配置，优先对微电网、增量配电、独立园区等具备条件的用户配置。同时文件还指定储能产品的起点标准要达到单体电芯容量280Ah及以上，循环寿命≥8000次(25℃，0.5C充放，容量>80%)。

2、宁夏

1月11日，宁夏自治区发改委《关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见（征求意见稿）》明确指出要在新能源富集的宁东、吴忠、中卫地区先行开展储能设施建设。建设“新能源+储能”示范应用项目，并在全区推广应用；“十四五”期间，新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上。原则上新增项目储能设施与新能源项目同步投运，存量项目在2021年底前完成储能设施投运。从2021年起，对于达到以上要求的新增新能源企业，在同等条件下优先获得风光资源开发权；对于达到以上要求的储能项目，支持参与电力辅助服务市场。

3、青海

1月18日，青海省发布《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》，试行稿明确要积极推进储能和可再生能源协同发展，实行“新能源+储能”一体化开发模式。新建新能源项目配置储能设备比例不低于10%、储能时长2小时以上。并对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。实行“水电+新能源+储能”协同发展模式，新建、新投运水电站同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1：2：0.2，实现就地平衡。

此外，试行稿明确，对"新能源＋储能”、"水电＋新能源 + 储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴，经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，再增加每千瓦时0.05元补贴，补贴对象为2021、2022年投产的电化学储能项目，补贴时限暂定为2021年1月1日至 2022年12月31日。

4、内蒙古

1月25日，内蒙古自治区能源局印发《内蒙古自治区可再生能源电力消纳保障实施方案》，《方案》要求大力发展新能源，进一步增加可再生能源电力消纳能力，到2025年，全区可再生能源电力总量消纳责任权重力争达到25%以上，推动自治区可再生能源高质量发展。在对该区可再生能源电力消纳保障措施中指出：自治区能源局会同自治区工信厅督促各市场主体，通过配套储能设施、可调节负荷、自备机组参与调峰、火电灵活性改造等措施，提升可再生能源电力消纳能力。负荷调节电量、自备机组调峰电量、储能项目在接受电网统一调度运行管理下所发电量、风电供暖项目所用电量，全部认定为消纳可再生能源电量。

5、贵州

2020年11月24日，贵州省能源局发文要求各市(州)上报2021年光伏发电项目计划，文件要求；申报项目为集中式光伏电站，单个项目不限规模。项目选址不能与基本农田、自然保护地、生态红线等重叠，要具备送出消纳能力，经济上可行。鼓励风光互补、火光互补、水光互补等联合送出，鼓励区域内多家项目单位多个项目打捆联合送出，提升消纳能力;鼓励农光互补、林光互补、渔光互补等项目融合开发，鼓励光伏开展石漠化治理、采煤沉陷区治理，充分利用各种边坡、边沟、灰场、填埋场等，充分挖掘土地利用空间。鼓励项目配置向我省引进光伏上下游产业链企业倾斜，对2020年光伏竞价项目在2020年12月30日不具备并网条件的项目单位的申报项目不纳入计划;对光伏项目建设不够支持、企业办理手续难、土地成本严重高于我省平均水平等的地区项目不纳入计划。在送出消纳受限区域，计划项目需配备10%的储能设施。

6、湖南

2020年12月底，湖南因电力负荷大增而采取限电措施登上热搜。随后国网湖南省电力有限公司表示，“十四五”期间，全省电力部门将从电源、电网、储能建设和转移负荷等多方面综合施策，以确保全省经济社会发展得到坚实的能源支持。

其中新能源建设方面，加快推进“新能源+储能”模式，对新增风电按照装机容量20%配置储能，新增光伏按照装机容量10%配置储能，缓解全省电力供需矛盾。

7、山东

2021年2月19日，山东省能源局印发《2021年全省能源工作指导意见》，其中提出，建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制，新能源场站原则上配置不低于10%储能设施。全省新型储能设施规模达到20万千瓦左右。

来源：中国能源报、光伏能源圈