中国电力企业联合会发布的《新能源配储能运行情况调研报告》指出，基于其开展的一项以全国三分之二的新能源配储装机为对象的调研结果来看，当前，我国新能源配储能等效利用系数为6.1%，仅为电化学储能项目12.2%的平均等效利用系数水平的一半，项目利用率不高。

　　新能源与储能项目“打捆”建设，在我国已不算是新鲜事儿。新能源配置储能，能够实现平抑新能源输出功率波动、提升新能源消纳量、降低发电计划偏差、提升电网安全运行稳定性等多重作用，其效果和发展前景早已得到业内肯定。

　　当前，我国有不少省份已发布政策要求“新能源配储”，并对时间和比例进行了明确限定。例如，海南省发展改革委在2021年初就发布《关于开展2021年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知》，明确每个申报项目规模不得超过10万千瓦，且同步配套建设备案规模10%的储能装置。湖南省发展改革委也在其《关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知》中指出，湖南省内风电、集中式光伏发电项目应分别按照不低于装机容量的15%、5%比例（储能时长2小时）配建储能电站。

　　伴随我国能源绿色转型的日渐深入，以风电、光伏发电为代表的新能源占电源总装机比重会越来越大，甚至在部分省份成为主力电源。这种情况下，通过配置储能“削峰填谷”提升地区电力系统调节能力，已成为电网安全发展的重要选项。然而，正如《新能源配储能运行情况调研报告》所说，仍有不少问题正在迟滞行业发展步伐。

　　首先是成本。储能项目至少上千万元的建设成本，在一定程度上冲淡了配储带来的成本优势。尤其是近两年来，作为储能原材料之一的碳酸锂价格飞涨，截至今年11月中旬，电池级碳酸锂价格已上浮至59万元/吨，不断刷新历史纪录的同时，也让我国储能系统的成本冲高至每瓦时1.6~1.9元。在上游价格飞涨、下游市场却为追求平价“拼命”压低价格的情况下，不少项目业主望而却步。

　　其次是商业模式。当前，我国新能源配储能收益主要来源于电能量转换与辅助服务。然而，与此相关的成本疏导机制、投资回报机制、市场化机制等多项市场、价格机制尚未完善。长久以来，并不清晰的商业运行模式，难以充分激发市场主体的投资热情。

　　2021年以来，青海、湖南、山东等十余个省份陆续启动共享储能机制，引导由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，在满足自身电站需求的同时，也为其他新能源电站提供有偿调峰服务。共享这一模式的出现，不仅有助于提升储能项目利用率和盈利水平，而且为储能商业模式的发展与成熟提供更多有益探索。

　　新能源配储能，不应只是简单的1+1=2。想要储能项目发挥更大作用、实现更多价值，还要进一步加快技术创新以降低储能项目度电成本，尽快理顺电价机制、完善商业模式以保障项目整体盈利空间、激发社会投资热情，方能实现储能系统效率和效用的最大化，真正做到为新能源发展保驾护航。


【来源：中国电力报】