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專家指出，迫于經濟壓力，成本最小化將成新能源開發商首要追求,不排除會出現以低價中標方式決定儲能系統供應商的可能，如此一來，“新能源+儲能”恐將由“解”變為“劫”。
今年以來，新疆、山東、安徽、內蒙古、江西、湖南、河南等地紛紛將“新能源+儲能”納入平價發電項目優先支持范圍。
各地力推“新能源+儲能”，本是解決新能源消納難題、促進儲能發展、拉動地方經濟的多贏之舉。但縱觀各地近期實踐，“新能源+儲能”在落地過程中，由新能源開發商一方“買單”已成默認行規。
然而，因增設儲能項目所需投資巨大，這一“多贏之舉”目前卻正讓新能源開發商們陷入左右為難的尷尬境地。
巨額投資
默認由開發商“買單”引爭議
“各地發布的《關于做好2020年風電、光伏發電項目建設有關工作的通知》中，均提到優先支持‘新能源配儲能’平價項目，這意味著只有增配儲能的新能源項目才能實現平價并網，看似是新能源配儲能的鼓勵政策，實際上，除了配置儲能，我們別無選擇。”一位新能源開發商在與記者交談時，言辭間透露著無奈。
合肥國軒高科動力能源有限公司儲能事業部總經理韓一純對此表示：“在即將到來的平價上網時代，風電、光伏項目的盈利空間已被壓縮，如果再額外增加配置儲能的投資，投資收益率會進一步降低。”事實上，近期不少開發商已經因此而陷入了經濟困境。
記者了解到，新能源配置儲能的費用約為200萬元/兆瓦時。以直流容量100兆瓦的光伏電站為例，若增配5—10兆瓦時的儲能，投資額就高達近1000—2000萬元，約占新能源項目總投資的近7%。
投資成本壓力下，多數新能源企業積極性并不高，主動增配儲能的開發商更是寥寥無幾。為了發展，一些企業只能“硬著頭皮干”。
增配儲能同時惠及電網、電力用戶多方，為何成本投資卻只讓新能源開發商買單？
對此，國網某省級公司新能源處一位負責人向記者表示，“在價格機制無法向終端用戶疏導的情況下，增配儲能要么由電網買單，要么由發電企業買單。新能源增配儲能是為了實現新能源站系統平衡，且新能源開發商屬新能源補貼受益方，所以這一支出目前都由新能源開發商承擔。”
另有業內人士指出，因目前儲能并未納入輸配電價范圍，增配儲能由電網買單的可能性較小。
“就當前實際情況來看，儲能投資成本僅由新能源開發商承擔，若沒有成熟的市場機制，‘新能源配儲能’模式恐難以得到長足發展。”中關村儲能產業技術聯盟政策研究經理王思對記者說。
準入標準不明
增配儲能或成“擺設”
在華北電力大學電氣與電子工程學院副教授鄭華看來，被迫增配儲能將有可能使儲能系統產生惡性的價格競爭。“新能源開發商會采用低價中標的方式決定儲能系統供應商，經濟壓力下，成本最小化自然會成為新能源開發商的首要追求。”
事實上，盡管各地提出了可再生能源配套儲能系統的政策方向，但不少地方并未明確儲能準入標準。記者在采訪中了解到，一些新能源開發商為獲得優先并網權，只是象征性增配低質儲能設備，實際并不能滿足電力系統的實際需要。
針對這種情況，有業內專家直言，“建設低質量儲能系統對儲能技術應用發展本身來講已是一種倒退，如此發展下去，儲能系統將淪為無用軀殼。”
從運維方面看，韓一純亦指出：“持有新能源場站的大多數新能源企業并不具備維護儲能電站的技術與經驗，增配后的儲能電站也有可能處于擱置狀態。”
“比儲能站擱置更嚴重的后果就是儲能電站存在安全隱患。”王思進一步指出，新能源場站缺少配套儲能準入標準，導致增配的儲能設施質量不過關，這將為儲能電站帶來極大安全隱患。
政府引導
探索共贏商業模式是當務之急
“儲能對于光伏、風電的利好毋庸置疑，其可促進新能源消納，減少棄風棄光，提高電力輸出的品質和可靠性，保證電力系統穩定。”韓一純指出，儲能對于解決新能源消納難題作用非常重要。
根據此前國家電網有限公司內部公布的數據，預計2025年，我國新能源發電將新增裝機1.8億千瓦。屆時，需要配置儲能的額外成本將達3600億元。
此種情況下，在多位受訪的業內專家看來，為避免惡性發展，探索共贏的商業模式無疑將是“新能源+儲能”能否得到真正發展的關鍵。
“目前的‘新能源+儲能’經濟性還無法有效激勵新能源電站主動配置儲能，只有擴大獲利空間，才能實現良性發展。”合肥國軒高科動力能源有限公司儲能事業部總工程師王業林對記者說。
“降低或減免容量費、擴大項目利潤空間，不失為一種有效手段。”王業林進一步舉例說，一座1萬千瓦的儲能電站，其需繳納的容量電費將高達40萬元，若這一部分電費能得以降低或減免，“新能源+儲能”獲利空間將會有所提升。
此外，在南方電網數字電網研究院有限公司經理俞靖一看來，“新能源+儲能”投資成本也與儲能電站配置是否優化緊密相關。“儲能電站需要結合電源結構、電網結構與運行方式，新能源出力與負荷數據，以及電網短中長期規劃等，合理設計容量配置。”
“就西部地區的光伏電站而言，儲能功率配置在10—20%范圍，充放電時間在4小時左右，就能達到最高經濟凈現值。”中國電建上海電力設計院有限公司新能源部副總經理馮云崗補充說。
王思同時建議，發展“新能源+儲能”首先要做好前瞻性規劃研究，明確引導各地區做好不同新能源發展情形下的儲能需求測算，確保增設儲能系統能夠得到充分利用，避免資源無效配置；其次，政府應落實配套支持政策，如明確儲能項目定位，使其參與到調峰、調頻輔助服務市場中來，以獲得相應回報，從而增加投資積極性。
與此同時，王思強調，“新能源+儲能”成本還應由受益方即各類用戶進行支付，在現有度電成本高于傳統火電成本的情況下，要推動新能源和儲能配套發展，還需價值補償。故最終要建立市場化長效機制，實現“綠色價值”的成本疏導。
今年以來，新疆、山東、安徽、內蒙古、江西、湖南、河南等地紛紛將“新能源+儲能”納入平價發電項目優先支持范圍。
各地力推“新能源+儲能”，本是解決新能源消納難題、促進儲能發展、拉動地方經濟的多贏之舉。但縱觀各地近期實踐，“新能源+儲能”在落地過程中，由新能源開發商一方“買單”已成默認行規。
然而，因增設儲能項目所需投資巨大，這一“多贏之舉”目前卻正讓新能源開發商們陷入左右為難的尷尬境地。
巨額投資
默認由開發商“買單”引爭議
“各地發布的《關于做好2020年風電、光伏發電項目建設有關工作的通知》中，均提到優先支持‘新能源配儲能’平價項目，這意味著只有增配儲能的新能源項目才能實現平價并網，看似是新能源配儲能的鼓勵政策，實際上，除了配置儲能，我們別無選擇。”一位新能源開發商在與記者交談時，言辭間透露著無奈。
合肥國軒高科動力能源有限公司儲能事業部總經理韓一純對此表示：“在即將到來的平價上網時代，風電、光伏項目的盈利空間已被壓縮，如果再額外增加配置儲能的投資，投資收益率會進一步降低。”事實上，近期不少開發商已經因此而陷入了經濟困境。
記者了解到，新能源配置儲能的費用約為200萬元/兆瓦時。以直流容量100兆瓦的光伏電站為例，若增配5—10兆瓦時的儲能，投資額就高達近1000—2000萬元，約占新能源項目總投資的近7%。
投資成本壓力下，多數新能源企業積極性并不高，主動增配儲能的開發商更是寥寥無幾。為了發展，一些企業只能“硬著頭皮干”。
增配儲能同時惠及電網、電力用戶多方，為何成本投資卻只讓新能源開發商買單？
對此，國網某省級公司新能源處一位負責人向記者表示，“在價格機制無法向終端用戶疏導的情況下，增配儲能要么由電網買單，要么由發電企業買單。新能源增配儲能是為了實現新能源站系統平衡，且新能源開發商屬新能源補貼受益方，所以這一支出目前都由新能源開發商承擔。”
另有業內人士指出，因目前儲能并未納入輸配電價范圍，增配儲能由電網買單的可能性較小。
“就當前實際情況來看，儲能投資成本僅由新能源開發商承擔，若沒有成熟的市場機制，‘新能源配儲能’模式恐難以得到長足發展。”中關村儲能產業技術聯盟政策研究經理王思對記者說。
準入標準不明
增配儲能或成“擺設”
在華北電力大學電氣與電子工程學院副教授鄭華看來，被迫增配儲能將有可能使儲能系統產生惡性的價格競爭。“新能源開發商會采用低價中標的方式決定儲能系統供應商，經濟壓力下，成本最小化自然會成為新能源開發商的首要追求。”
事實上，盡管各地提出了可再生能源配套儲能系統的政策方向，但不少地方并未明確儲能準入標準。記者在采訪中了解到，一些新能源開發商為獲得優先并網權，只是象征性增配低質儲能設備，實際并不能滿足電力系統的實際需要。
針對這種情況，有業內專家直言，“建設低質量儲能系統對儲能技術應用發展本身來講已是一種倒退，如此發展下去，儲能系統將淪為無用軀殼。”
從運維方面看，韓一純亦指出：“持有新能源場站的大多數新能源企業并不具備維護儲能電站的技術與經驗，增配后的儲能電站也有可能處于擱置狀態。”
“比儲能站擱置更嚴重的后果就是儲能電站存在安全隱患。”王思進一步指出，新能源場站缺少配套儲能準入標準，導致增配的儲能設施質量不過關，這將為儲能電站帶來極大安全隱患。
政府引導
探索共贏商業模式是當務之急
“儲能對于光伏、風電的利好毋庸置疑，其可促進新能源消納，減少棄風棄光，提高電力輸出的品質和可靠性，保證電力系統穩定。”韓一純指出，儲能對于解決新能源消納難題作用非常重要。
根據此前國家電網有限公司內部公布的數據，預計2025年，我國新能源發電將新增裝機1.8億千瓦。屆時，需要配置儲能的額外成本將達3600億元。
此種情況下，在多位受訪的業內專家看來，為避免惡性發展，探索共贏的商業模式無疑將是“新能源+儲能”能否得到真正發展的關鍵。
“目前的‘新能源+儲能’經濟性還無法有效激勵新能源電站主動配置儲能，只有擴大獲利空間，才能實現良性發展。”合肥國軒高科動力能源有限公司儲能事業部總工程師王業林對記者說。
“降低或減免容量費、擴大項目利潤空間，不失為一種有效手段。”王業林進一步舉例說，一座1萬千瓦的儲能電站，其需繳納的容量電費將高達40萬元，若這一部分電費能得以降低或減免，“新能源+儲能”獲利空間將會有所提升。
此外，在南方電網數字電網研究院有限公司經理俞靖一看來，“新能源+儲能”投資成本也與儲能電站配置是否優化緊密相關。“儲能電站需要結合電源結構、電網結構與運行方式，新能源出力與負荷數據，以及電網短中長期規劃等，合理設計容量配置。”
“就西部地區的光伏電站而言，儲能功率配置在10—20%范圍，充放電時間在4小時左右，就能達到最高經濟凈現值。”中國電建上海電力設計院有限公司新能源部副總經理馮云崗補充說。
王思同時建議，發展“新能源+儲能”首先要做好前瞻性規劃研究，明確引導各地區做好不同新能源發展情形下的儲能需求測算，確保增設儲能系統能夠得到充分利用，避免資源無效配置；其次，政府應落實配套支持政策，如明確儲能項目定位，使其參與到調峰、調頻輔助服務市場中來，以獲得相應回報，從而增加投資積極性。
與此同時，王思強調，“新能源+儲能”成本還應由受益方即各類用戶進行支付，在現有度電成本高于傳統火電成本的情況下，要推動新能源和儲能配套發展，還需價值補償。故最終要建立市場化長效機制，實現“綠色價值”的成本疏導。
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