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伍夢堯

中國電力企業聯合會發布的《新能源配儲能運行情況調研報告》指出，基于其開展的一項以全國三分之二的新能源配儲裝機為對象的調研結果來看，當前，我國新能源配儲能等效利用系數為6.1%，僅為電化學儲能項目12.2%的平均等效利用系數水平的一半，項目利用率不高。

新能源與儲能項目“打捆”建設，在我國已不算是新鮮事兒。新能源配置儲能，能夠實現平抑新能源輸出功率波動、提升新能源消納量、降低發電計劃偏差、提升電網安全運行穩定性等多重作用，其效果和發展前景早已得到業內肯定。

當前，我國有不少省份已發布政策要求“新能源配儲”，并對時間和比例進行了明確限定。例如，海南省發展改革委在2021年初就發布《關于開展2021年度海南省集中式光伏發電平價上網項目工作的通知》，明確每個申報項目規模不得超過10萬千瓦，且同步配套建設備案規模10%的儲能裝置。湖南省發展改革委也在其《關于開展2022年新能源發電項目配置新型儲能試點工作的通知》中指出，湖南省內風電、集中式光伏發電項目應分別按照不低于裝機容量的15%、5%比例（儲能時長2小時）配建儲能電站。

伴隨我國能源綠色轉型的日漸深入，以風電、光伏發電為代表的新能源占電源總裝機比重會越來越大，甚至在部分省份成為主力電源。這種情況下，通過配置儲能“削峰填谷”提升地區電力系統調節能力，已成為電網安全發展的重要選項。然而，正如《新能源配儲能運行情況調研報告》所說，仍有不少問題正在遲滯行業發展步伐。

首先是成本。儲能項目至少上千萬元的建設成本，在一定程度上沖淡了配儲帶來的成本優勢。尤其是近兩年來，作為儲能原材料之一的碳酸鋰價格飛漲，截至今年11月中旬，電池級碳酸鋰價格已上浮至59萬元/噸，不斷刷新歷史紀錄的同時，也讓我國儲能系統的成本沖高至每瓦時1.6~1.9元。在上游價格飛漲、下游市場卻為追求平價“拼命”壓低價格的情況下，不少項目業主望而卻步。

其次是商業模式。當前，我國新能源配儲能收益主要來源于電能量轉換與輔助服務。然而，與此相關的成本疏導機制、投資回報機制、市場化機制等多項市場、價格機制尚未完善。長久以來，并不清晰的商業運行模式，難以充分激發市場主體的投資熱情。

2021年以來，青海、湖南、山東等十余個省份陸續啟動共享儲能機制，引導由第三方投資建設的集中式大型獨立儲能電站，在滿足自身電站需求的同時，也為其他新能源電站提供有償調峰服務。共享這一模式的出現，不僅有助于提升儲能項目利用率和盈利水平，而且為儲能商業模式的發展與成熟提供更多有益探索。

新能源配儲能，不應只是簡單的1+1=2。想要儲能項目發揮更大作用、實現更多價值，還要進一步加快技術創新以降低儲能項目度電成本，盡快理順電價機制、完善商業模式以保障項目整體盈利空間、激發社會投資熱情，方能實現儲能系統效率和效用的最大化，真正做到為新能源發展保駕護航。

責任編輯：沈馨蕊

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