根據“誰受益誰買單”的原則，相關部門探討過3:5:2的分攤比例，即發電側、電網側、用戶側按此比例分擔儲能配套成本，但據知情人士證實，具體分攤方案仍未最終敲定，還有待進一步商榷。

去年3月，湖南28家企業承諾為新能源項目配套建設儲能，但時隔一年，兌現承諾者寥寥無幾。這一尷尬現象在引發輿論熱議的同時，也引出另一個業內關注的話題：新能源為什么要配套儲能？配儲后效果如何？建設的成本該由誰出？本報記者就此展開了調研。

“我們不愿意配儲能，生生拔走利潤。”

“如果不是強制并網要求，發電企業誰會愿意上儲能呢。”

“說白了在發電、電網和用戶里面，發電最弱勢，所以讓發電方承擔配儲成本。”

目前，多地在執行過程中將配套儲能作為可再生能源并網或核準的前置條件，引發行業爭議。可再生能源配建儲能可以在棄風、棄光時削峰填谷，提升電力系統靈活性和可靠性，具有多重效益。但“多方都受益，卻都不愿買單”，是當下可再生能源配套儲能面臨的尷尬局面。

盲目上儲能難達預期效果

截至目前，新疆、青海、湖北、湖南、內蒙古、山東、山西等地均出臺了新能源配建儲能的相關政策。多地要求可再生能源項目配置5%—20%、1—2小時的儲能項目。

配套儲能后將對新能源側有多大幫助？水電水利規劃設計總院新能源部主任趙太平直言，小時級的電化學儲能在應對風電消納問題時的作用十分有限。“以某棄風嚴重區域風電配套儲能站為例，配置額定功率10%、4小時的儲能，棄風率為20.6%，配置額定功率20%、4小時的儲能，棄風率仍達19.7%。”他解釋道，在大風季或連續大風日，額定功率、有限容量的電化學儲能在風電大出力的前幾個小時已快速充滿，對超過額定功率或電量充滿后的棄電無能為力，且充進去的電在連續大風日沒有機會向電網放電。同樣，集中式光伏消納問題不僅是日內能量轉移，更是季節性難題，用小時級電儲能效果并不理想。

然而，配建儲能卻實打實增加了企業投資壓力。陽光電源光儲事業部副總裁汪東林算了一筆賬：一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，其初始投資將增加8%—10%；而風電場配建同樣容量的儲能項目，其初始投資成本將增加15%—20%。

“只規定配套功率，不考核最終效果，有可能不利于儲能產業的健康發展。”中關村儲能產業技術聯盟理事長陳海生坦言。在沒有具體的使用和質量考核辦法的情況下，儲能系統安裝之后使用的實際效果和收益難以保證。因此，部分企業很可能傾向于選擇性能較差、初始成本較低的儲能產品，使儲能僅僅作為可再生能源優先并網的工具，不能達到促進風光消納的目的，從而偏離政策初衷。

配建儲能“有效”也要“有利”

既然如此，為何多地急于發展儲能？業內人士坦言，“十四五”期間，新能源將在更多省份成為主力電源。屆時，電力系統調峰能力不足將不是個別省份、局部地區的問題，儲能將成為可再生能源發展的關鍵支撐技術。兩者協同發展是大勢所趨。

新能源發電具有波動性和間歇性，受氣象因素影響較大，增加了電力系統平衡壓力。在電力系統運行中合理應用大規模儲能技術，可以確保新能源發電、電網電壓、頻率與相位變化相匹配，進而降低新能源電力波動對電網產生的不利影響，而且也可加強風電和光伏發電并網的安全性及穩定性，讓電網吸納更多的新能源。

“原來的電力市場結構中，用戶端是波動的，發電端是可控的，當用戶端波動的時候可以控制發電端實現動態平衡，但現在電力結構中用戶端更加不可控，電網端還增加了大量不穩定、不可控的可再生能源接入。這樣用戶端和發電端兩邊都不可控了，怎么解決？誰來解決？這是整個電力系統的責任。”陳海生認為，新能源配套儲能是當前最具可行性的解決方案，并已經成為行業公認的發展趨勢。

但是，在實際操作過程中如何配儲能，卻決定著儲能是否能發揮最大效用？在陳海生看來，“有效”和“有利”是可再生能源配儲能的首要原則。“有效”指的是通過儲能應能夠實現可再生能源的優化利用，盡可能減少棄風棄光，保障電網安全運行，提高電能質量；“有利”指的是儲能要有經濟性，通過配置儲能，使得發電、電網、用戶得到的收益最終高于儲能的成本投入。只有如此，可再生能源配儲能才具備大面積推廣的條件。

受益方買單實現成本合理分攤

盡管各地出臺多項政策鼓勵配建儲能，但在實際推廣中，對“誰來買單”的問題各方爭執不下。

“都站在自己立場上，不愿意出錢。發電企業依據《可再生能源法》，認為電網就應當盡發盡收；電網企業認為，自己就是一個過路通道，可再生能源上網會造成的波動，應該自己解決好再上網；用戶覺得自己買電一直是即插即用，憑什么要多加錢。”上述知情人士坦言，“如果投資成本不能引導出去，就沒人愿意投資。”

據記者多方獲悉，為破解這一難題，國家發改委相關部門已多次召開儲能成本分攤的會議，試圖讓發電、電網和用戶側按一定的比例，共同承擔儲能的建設成本。

去年全國兩會，全國政協常委、正泰集團董事長南存輝帶來了優化電網側儲能成本疏導機制的相關提案。他指出，儲能尚處于早期開發階段，目前存在的一些規定在一定程度上抑制了儲能成本通過輸配電價進行疏導，影響了相關企業建設儲能電站的積極性，制約了儲能技術的擴散應用和產業持續發展。希望由國家相關部門牽頭，電網企業配合設計更為合理的電網側儲能商業模式，建立基于市場化的開放型輸配電價格機制，推動儲能成本分攤疏導。

成本分攤可行嗎？陳海生認為，安裝儲能對發電、電網和用戶均有利，但在現有的市場機制下，如果把儲能的成本僅僅強加在某單一市場主體身上，就會存在收益小于投入的情況。在電力現貨市場構建之前，多主體的分攤儲能成本機制或是一個有效方法。

業內流傳相關部門探討過3:5:2的分攤比例，即發電側、電網側、用戶側按此比例分擔儲能配套成本。知情人士向記者證實，相關部門對儲能成本分攤機制已經探討很久，普遍認可“誰受益誰買單”的原則，如果達成共識將會對可再生能源和儲能行業產生顛覆性影響，但具體分攤方案仍未最終敲定，還有待進一步商榷。

捋順價格機制凸顯儲能價值

成本分攤短時間難以落地，儲能產業該如何良性發展？

陳海生認為，可再生能源配建儲能最終應該通過電力市場建立“誰受益誰補償”的機制，靠市場來發展；中期靠合理的價格機制；近期需要加快示范項目建設和財稅政策的支持，給予儲能電站獨立身份。

“儲能干了多份工作，卻只拿了一份工資。”在陳海生看來，儲能具有多重價值，但收益卻很單一。他進一步表示，現在儲能發展最根本的問題是儲能價格機制問題，可再生能源配置儲能后，從不可控電源成為可控、可調度的電源，在價格上應該有所區分。可再生能源配套儲能可探索多重收益，比如參與調峰、調頻等輔助服務，獲得輔助服務補償；減少棄風、棄光電量，增加電費收入；減少電網考核費用；參與電力市場交易獲得電價收益等。

市場也在實踐中探索出了一些可行的商業模式。北京能高自動化技術股份有限公司總經理金成日介紹，青海共享儲能方案對行業有借鑒意義，由第三方投資，在新能源匯集站、升壓站配建儲能讓周圍光伏場站共享共用，集中調度、集中管理、集中結算。“誰受益誰買單，反過來說更合適一些，如果誰買單誰受益了，儲能的春天才會真正到來。”