着新能源规模快速发展，而电力需求增长和系统调节能力提升相对有限，新能源消纳形势严峻。近期，湖南、内蒙、新疆等多地印发政策，明确鼓励风电、光伏发电等项目配置储能设施，提高本省新能源消纳能力，同时推动本地绿色产业发展。本文从政策概况、形势分析和相关建议角度对电源侧配置储能相关政策进行了思考。

1、近期六省出台的新能源配置储能政策概况

新疆、湖南、内蒙、河南的政策出发点是提高新能源消纳能力。3月25日，新疆发改委印发《关于做好2020年风电、光伏发电项目建设有关工作的通知（征求意见稿）》，提出推进多项抽水蓄能电站建设，推进南疆光伏储能等光伏侧储能和新能源汇集站集中式储能试点项目建设。3月26日，湖南发改委印发《关于发布全省2020-2021年度新能源消纳预警结果的通知》，要求电网企业要通过研究储能设施建设等措施，提高新能源消纳送出能力。同日，内蒙古自治区能源局印发《2020年光伏发电项目竞争配置方案》，优先支持光伏+储能项目建设，光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上。4月7日，河南发改委印发《关于组织开展2020年风电、光伏发电项目建设的通知》，提出优先列支配置储能的新增平价项目。5月26日，新疆发展改革委印发《新疆电网发电侧储能管理暂行规定》，鼓励各方投资建设电储能设施，容量在10MW/20MWh以上，并对执行电力调度指令的储能给出0.55元/kWh充电电量补偿。

江西、安徽的政策出发点是促进地方绿色产业发展。《江西省新能源产业高质量跨越式发展行动方案(2020—2023年)》指出要发挥江西省全钒液流电池及其储能系统产业基础，支持锂电池、钒电池在光伏、风力等新能源发电配建储能。《安徽省实施长江三角洲区域一体化发展规划纲要行动计划》指出将建设长三角绿色储能基地，加快推进多个抽水蓄能电站建设，开展风光储一体化等新能源微电网技术研发。

湖南政策落地较快，风电项目配置储能即将进入选址阶段。湖南省电力公司下发《关于做好储能项目站址初选工作的通知》，明确已协调28家企业承诺配套新能源项目总计建设388.6MW/777.2MWh储能设备，与风电项目同步投产，配置比例为20%左右。为同时享受辅助服务电价补偿，储能项目倾向建在电网侧。

2、“新能源+储能”形势分析

现阶段，“新能源+储能”模式收益模式单一，获利水平偏低。目前储能配置成本约为1500~2000元/kWh，综合度电成本约为0.4~0.6元/（kWh·次），若新能源为早期项目，按风电项目享受0.61元/kWh电价来算，加上储能在辅助服务市场能够获得100~200元/（kWh·年）的额外收益，“新能源+储能”在部分弃风弃光地区具有一定经济性。但由于新能源项目趋于平价上网，且弃风弃光情况会逐步改善，仅靠增加弃电为主要收益模式，不具备经济性。

由于缺乏明确机制或收益预期较低，早期出台的多项新能源配置储能政策已取消或搁置。鼓励新能源配置储能政策发布并非首次，此前青海、新疆、山东等省都曾经出台鼓励或强制新能源配置储能的相关政策。青海在2017年提出当年规划330万千瓦风电项目按照10%配套储能，最终迫于压力政策未被推行；新疆于2019年试点鼓励光伏电站配置20%储能，承诺增加试点项目100小时计划电量，但最终仅保留了5个试点；山东于2019年鼓励集中式光伏自主配备储能，但政策暂时没有得到响应。多个政策的难以落地，主要是缺乏实质性的储能投资回报机制或奖励细节解读存在较大分歧，比如新疆提出的100小时计划电量是直接增加发电量还是增加保障收购小时数理解不一，新能源企业配置储能成本无法疏导。

新能源配置储能政策再次引发各界争议，焦点集中在是否应由新能源企业出资配置储能。此次湖南等多省再次发文鼓励新能源项目配置储能，主要源于两方面考虑：一是新能源消纳形势依旧严峻，截止2019年底，新疆、甘肃和内蒙弃风率达14%、7.6%和7.1%，新疆、青海弃光率分别为7.4%和7.2%，为降低弃电率，落实可再生能源总量和非水可再生能源消纳责任权重，尤其是湖南等水电大省，消纳压力较大。二是部分新能源大省面临低谷时段调峰压力，以湖南为例，最大峰谷差已经超过50%，风电与水电同时大发重叠时间长，系统调峰能力有限，风电消纳空间较小，弃风将愈加严重。新政无法解决成本疏导矛盾，新能源企业配置储能意愿较低。由于补贴退坡、资金拖欠、平价上网等因素，新能源项目盈利空间逐步压缩，配置储能带来的收益有限，建设积极性较低，导致部分省份新能源与电网企业矛盾加剧。

在电力市场改革推进下，“新能源+储能”模式可通过多种商业模式获益，具备较好的发展前景。未来，随着技术进步，储能成本还有较大下降空间，而且在电力市场改革不断推进下，“新能源+储能”模式可通过多种手段参与电力市场获益。如目前青海省“共享储能”模式可在其他省份推广应用，通过“新能源+储能”模式参与电网调峰调频辅助服务获益；依托储能具有能量存储、快速调节控制等功能，可在相关应用场景下（如边远地区供电）提供容量备用，提高供电可靠性；在用户侧分布式电源配套建设储能，可通过参与电力市场化交易进行获益。

3、相关建议

一是鼓励采用多种措施提高新能源消纳能力，研究“共享储能”等创新商业模式。进一步挖掘系统灵活性资源，深入研究在电力市场放开条件下“共享储能”、用户侧储能、可变负荷等参与系统调节的商业模式和市场机制。

二是加快推进储能接入和参与系统调节相关技术标准制定和完善，切实发挥储能系统调节作用，保障电网安全。在政策影响下，部分省份新能源企业可能于近期大量自愿或被强制安装储能设置，建议进一步制定完善相关技术标准，避免新能源企业为降低成本安装低质量产品，为电网安全稳定运行造成一定隐患。