“新能源配储能”，如何才能1+1>2？

11月2日，贵州省能源局发布关于公开征求《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施》意见建议的公告。公告指出，支持煤电一体化项目优先并网，对未纳入煤电新能源一体化、需参与市场化并网的新能源项目，应按不低于新能源装机规模10%(挂钩比例可根据实际动态调整)满足2小时运行要求自建或购买储能，以满足调峰需求;对新建未配储能的新能源项目，暂不考虑并网，以确保平稳供电。

不仅是贵州，在过去两年里，宁夏、辽宁、安徽、江苏等省在相关政策中都提出了“新能源配储能”的要求。这种组合可以发挥储能平抑新能源发电波动的作用，有助于能源系统的稳定运行。

但上述意图能否真正实现，取决于组合的实际运行效果。中国电力企业联合会11月8日发布的《新能源配储能运行情况调研报告》(下文简称《报告》)指出，目前新能源配储能存在利用率低、配储规模缺乏科学论证、成本缺乏疏导机制、商业模式欠缺等问题。

“新能源配储能”不是简单相加，两者要有效配合，发挥出1+1>2的作用。新能源和储能要有效配合，离不开可行的技术。中国能源建设集团新疆电力设计院有限公司副总工程师兼规划研究中心主任林雪峰曾以光伏配储能举例指出，光储融合并不是光伏系统和储能系统的简单组合，而是要依靠技术上的深度融合，实现储能系统效率和经济性的最大化。

(位于浙江的一处渔光互补项目)

中电联的研究显示，目前新型储能种类繁多、功用不一、技术成熟度和经济性差异大，但多地的风电配储和光伏配储采取了“一刀切”式的配置标准。事实上，风电配储和光伏配储在储能利用要求和提高新能源利用率的效果等方面存在明显差异，同质化的配置储能要求缺乏科学性。

相关企业已经在适配性技术方面开展研究。在光伏配储能方面，中国节能环保集团有限公司基于业主变压器关口计量表负荷功率数据，根据项目的近期储能需量管理需求、中期光伏、充电桩直流侧接入需求，研究了以储能系统为核心、适配于相邻变压器低压侧接入的交直流互联系统平台，同时基于低压交直流互联平台，研究储能系统需量管理控制算法、光储充协调控制等策略;在风电配储能方面，该集团下属风电公司立项《风储能量协同控制系统开发及示范项目》，计划年底前完成风储能量协同控制系统的开发，为开展智慧微网及综合能源研究形成技术储备，目前已完成“风储能量协同控制器”开发并完成半实物仿真验证。

降低成本是实现有效配合的体现。中关村储能产业技术联盟理事长、中国能源研究会储能专委会主任委员陈海生在公开场合表示，新能源加储能要能够提供化石能源所能提供的性能相同的可控能源，同时，新能源加储能的发电价格还要不高于化石能源的价格。

当前，青海、湖南、山东等省相继采取了共享储能机制，即在电源侧启动共享储能模式，把共享储能容量租给附近需要配储的新能源电站。项目可获得现货市场、新能源租赁、容量电价补贴三方面的收入，以降低整体运行成本。

新能源配套储能的整体利用率偏低。《报告》显示，电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。

同时，储能原料成本上涨“对冲”了共享储能带来的成本优势。在过去两年中，储能电池原材料碳酸锂价格大幅上涨。晶科能源全球副总裁钱晶指出，目前锂资源形成产地垄断，以澳洲、南美为主，开采成本越来越高，加上产能有限，今年仅碳酸锂价格就涨了6倍。同时，与光伏不断迭代技术降低成本不同，锂电池尤其是磷酸铁锂的技术已非常成熟，这意味着降本空间有限。

有业内人士就此建议，可以通过系统优化提效降本。瑞浦兰钧能源股份有限公司曹辉提出，可以利用现有资源提高锂电池循环寿命，从而降低全生命周期的成本。上海正泰电源系统有限公司技术总监张玉林认为，应选择合理的光伏容配比，提高储能设备利用率，同时选择合理的系统方案提高光储综合转换效率。