多省强制要求光伏配储能 “一刀切”政策不可取！

根据国家能源局数据，2020年风、光新增装机以120GW创历史新高。截至2020年底，我国风电、光伏并网装机分别达到2.8亿千瓦、2.5亿千瓦。且在国家“30·60”碳减排的宏观背景下，新能源装机仍旧充满想象空间。

然而，随着光伏、风电在整个电力系统中渗透率不断提高，新能源如何适配电网成为重中之重。其中，储能的重要性不言而喻。

由此，“十四五”开端，山西、宁夏、青海、内蒙古、贵州等多个省份发布新能源配置储能方案，光伏+储能也将成为未来光伏电站开发的主流模式。

而硬币的另一面，储能高价格、低寿命(7-10年)给电站开发商带来成本压力，更为重要的是在“一刀切”式的政策下，业内对强配储能一直争议不断。

强配储能的省份有哪些

2021年，已有宁夏、青海、贵州、内蒙古、湖南等多地要求新能源项目强配储能，比例在5%~10%之间，连续储能在2小时及以上。

1、山西

1月13日，山西省大同市人民政府发布《大同市关于支持和推动储能产业高质量发展的实施意见》，其中指出，“十四五”期间，大同市增量新能源项目全部配置储能设施，配置比例不低于5%;存量新能源项目鼓励企业分期适量配置，优先对微电网、增量配电、独立园区等具备条件的用户配置。同时文件还指定储能产品的起点标准要达到单体电芯容量280Ah及以上，循环寿命≥8000次(25℃，0.5C充放，容量>80%)。

2、宁夏

1月11日，宁夏自治区发改委《关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见(征求意见稿)》明确指出要在新能源富集的宁东、吴忠、中卫地区先行开展储能设施建设。建设“新能源+储能”示范应用项目，并在全区推广应用;“十四五”期间，新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上。原则上新增项目储能设施与新能源项目同步投运，存量项目在2021年底前完成储能设施投运。从2021年起，对于达到以上要求的新增新能源企业，在同等条件下优先获得风光资源开发权;对于达到以上要求的储能项目，支持参与电力辅助服务市场。

3、青海

1月18日，青海省发布《关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知》，试行稿明确要积极推进储能和可再生能源协同发展，实行“新能源+储能”一体化开发模式。新建新能源项目配置储能设备比例不低于10%、储能时长2小时以上。并对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。实行“水电+新能源+储能”协同发展模式，新建、新投运水电站同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1:2:0.2，实现就地平衡。

此外，试行稿明确，对"新能源+储能”、"水电+新能源 + 储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴，经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，再增加每千瓦时0.05元补贴，补贴对象为2021、2022年投产的电化学储能项目，补贴时限暂定为2021年1月1日至 2022年12月31日。

4、内蒙古

1月25日，内蒙古自治区能源局印发《内蒙古自治区可再生能源电力消纳保障实施方案》，《方案》要求大力发展新能源，进一步增加可再生能源电力消纳能力，到2025年，全区可再生能源电力总量消纳责任权重力争达到25%以上，推动自治区可再生能源高质量发展。在对该区可再生能源电力消纳保障措施中指出:自治区能源局会同自治区工信厅督促各市场主体，通过配套储能设施、可调节负荷、自备机组参与调峰、火电灵活性改造等措施，提升可再生能源电力消纳能力。负荷调节电量、自备机组调峰电量、储能项目在接受电网统一调度运行管理下所发电量、风电供暖项目所用电量，全部认定为消纳可再生能源电量。

5、贵州

2020年11月24日，贵州省能源局发文要求各市(州)上报2021年光伏发电项目计划，文件要求;申报项目为集中式光伏电站，单个项目不限规模。项目选址不能与基本农田、自然保护地、生态红线等重叠，要具备送出消纳能力，经济上可行。鼓励风光互补、火光互补、水光互补等联合送出，鼓励区域内多家项目单位多个项目打捆联合送出，提升消纳能力;鼓励农光互补、林光互补、渔光互补等项目融合开发，鼓励光伏开展石漠化治理、采煤沉陷区治理，充分利用各种边坡、边沟、灰场、填埋场等，充分挖掘土地利用空间。鼓励项目配置向我省引进光伏上下游产业链企业倾斜，对2020年光伏竞价项目在2020年12月30日不具备并网条件的项目单位的申报项目不纳入计划;对光伏项目建设不够支持、企业办理手续难、土地成本严重高于我省平均水平等的地区项目不纳入计划。在送出消纳受限区域，计划项目需配备10%的储能设施。

6、湖南

2020年12月底，湖南因电力负荷大增而采取限电措施登上热搜。随后国网湖南省电力有限公司表示，“十四五”期间，全省电力部门将从电源、电网、储能建设和转移负荷等多方面综合施策，以确保全省经济社会发展得到坚实的能源支持。

其中新能源建设方面，加快推进“新能源+储能”模式，对新增风电按照装机容量20%配置储能，新增光伏按照装机容量10%配置储能，缓解全省电力供需矛盾。

7、山东

2021年2月19日，山东省能源局印发《2021年全省能源工作指导意见》，其中提出，建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制，新能源场站原则上配置不低于10%储能设施。全省新型储能设施规模达到20万千瓦左右。

在电源侧，重点推动莱州土山昊阳“光伏+储能”、国能蓬莱电厂热储能、华能黄台电厂电化学储能等项目建设;在电网侧，加快推动沂蒙、文登、潍坊和泰安二期抽水蓄能电站建设;在用户侧，重点推动煤炭领域“储能 +”应急电源、电力需求响应等场景示范应用，建成1-2个示范工程。

“一刀切”政策或有不良反应

但是，需要注意的是，当下储能的经济性仍未完善，而光伏电站配置储能的硬性要求必然给开发业主带来额外的成本增加。

据业内人士核算，目前，虽然储能EPC中标单价比2020年初下降了23%，但按光伏项目装机规模20%、储能时间2小时计算，配套储能将导致企业初始投资成本提高8%-10%。

在储能系统的成本构成中，电池成本占比约50%左右，通常电池的使用寿命为10年，电池的寿命直接影响了电站的可用容量，进而影响了储能系统的度电成本(LOCS)。

在“一刀切”式的配置比例政策下，部分业主为保收益难免出现“唯价格论”等行为。业内曾有调研，一座并网运行的电站首年容量损失就超过15%，电池实际放电量远远低于标准容量。

一位业内专家直言，从与新能源相结合的储能电站设计的经济性考虑，结合实际应用场景来选择最优的容量配置，是比较有效提高电站经济性的方式。新能源配储能的目的是与电网更好融合，从电站实际运行效果来看，“一刀切”的方式可能造成配置容量浪费。

据中关村储能产业技术联盟测算，在“十四五”期间若配置20%的储能，全国只有5个省市能够实现光储平价，有17个省市可以达到光伏平价，若配置5%的储能，绝大部分地区都能够实现光储平价。

与此同时，业内对“谁受益，谁付费”的模式仍有争议，电网、发电企业谁是收益者难界定，导致强制配储能也存在一些争议。

一些地方政府以及发电企业在积极探索共享储能模式。例如，前不久吉电股份发布公告称，为探索和发展共享储能电站项目，公司拟与长兴太湖能谷科技有限公司、深圳市信业华诚基金管理有限公司成立合资公司，负责投资、建设发电侧、电网侧、用户侧的储能系统项目等工作，公司主营业务包含包括风电、太阳能、氢能、储能、充换电站等在内的开发、投资建设等。

然而也有业内人士表示，当前共享储能模式在全国不具备可复制性，且在电力市场透明度、公信度等方面仍存疑虑。

资料来源：中韩资讯汇