11月2日，貴州省能源局發(fā)布關于公開征求《關于推動煤電新能源一體化發(fā)展的工作措施》意見建議的公告。公告指出，支持煤電一體化項目優(yōu)先并網(wǎng)，對未納入煤電新能源一體化、需參與市場化并網(wǎng)的新能源項目，應按不低于新能源裝機規(guī)模10%(掛鉤比例可根據(jù)實際動態(tài)調整)滿足2小時運行要求自建或購買儲能，以滿足調峰需求;對新建未配儲能的新能源項目，暫不考慮并網(wǎng)，以確保平穩(wěn)供電。

不僅是貴州，在過去兩年里，寧夏、遼寧、安徽、江蘇等省在相關政策中都提出了“新能源配儲能”的要求。這種組合可以發(fā)揮儲能平抑新能源發(fā)電波動的作用，有助于能源系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。

但上述意圖能否真正實現(xiàn)，取決于組合的實際運行效果。中國電力企業(yè)聯(lián)合會11月8日發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調研報告》(下文簡稱《報告》)指出，目前新能源配儲能存在利用率低、配儲規(guī)模缺乏科學論證、成本缺乏疏導機制、商業(yè)模式欠缺等問題。

“新能源配儲能”不是簡單相加，兩者要有效配合，發(fā)揮出1+1>2的作用。新能源和儲能要有效配合，離不開可行的技術。中國能源建設集團新疆電力設計院有限公司副總工程師兼規(guī)劃研究中心主任林雪峰曾以光伏配儲能舉例指出，光儲融合并不是光伏系統(tǒng)和儲能系統(tǒng)的簡單組合，而是要依靠技術上的深度融合，實現(xiàn)儲能系統(tǒng)效率和經濟性的最大化。

 (位于浙江的一處漁光互補項目)

中電聯(lián)的研究顯示，目前新型儲能種類繁多、功用不一、技術成熟度和經濟性差異大，但多地的風電配儲和光伏配儲采取了“一刀切”式的配置標準。事實上，風電配儲和光伏配儲在儲能利用要求和提高新能源利用率的效果等方面存在明顯差異，同質化的配置儲能要求缺乏科學性。

相關企業(yè)已經在適配性技術方面開展研究。在光伏配儲能方面，中國節(jié)能環(huán)保集團有限公司基于業(yè)主變壓器關口計量表負荷功率數(shù)據(jù)，根據(jù)項目的近期儲能需量管理需求、中期光伏、充電樁直流側接入需求，研究了以儲能系統(tǒng)為核心、適配于相鄰變壓器低壓側接入的交直流互聯(lián)系統(tǒng)平臺，同時基于低壓交直流互聯(lián)平臺，研究儲能系統(tǒng)需量管理控制算法、光儲充協(xié)調控制等策略;在風電配儲能方面，該集團下屬風電公司立項《風儲能量協(xié)同控制系統(tǒng)開發(fā)及示范項目》，計劃年底前完成風儲能量協(xié)同控制系統(tǒng)的開發(fā)，為開展智慧微網(wǎng)及綜合能源研究形成技術儲備，目前已完成“風儲能量協(xié)同控制器”開發(fā)并完成半實物仿真驗證。

降低成本是實現(xiàn)有效配合的體現(xiàn)。中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟理事長、中國能源研究會儲能專委會主任委員陳海生在公開場合表示，新能源加儲能要能夠提供化石能源所能提供的性能相同的可控能源，同時，新能源加儲能的發(fā)電價格還要不高于化石能源的價格。

當前，青海、湖南、山東等省相繼采取了共享儲能機制，即在電源側啟動共享儲能模式，把共享儲能容量租給附近需要配儲的新能源電站。項目可獲得現(xiàn)貨市場、新能源租賃、容量電價補貼三方面的收入，以降低整體運行成本。

新能源配套儲能的整體利用率偏低。《報告》顯示，電化學儲能項目平均等效利用系數(shù)為12.2%，新能源配儲系數(shù)僅為6.1%，低于火電廠配儲能、電網(wǎng)儲能和用戶儲能。

同時，儲能原料成本上漲“對沖”了共享儲能帶來的成本優(yōu)勢。在過去兩年中，儲能電池原材料碳酸鋰價格大幅上漲。晶科能源全球副總裁錢晶指出，目前鋰資源形成產地壟斷，以澳洲、南美為主，開采成本越來越高，加上產能有限，今年僅碳酸鋰價格就漲了6倍。同時，與光伏不斷迭代技術降低成本不同，鋰電池尤其是磷酸鐵鋰的技術已非常成熟，這意味著降本空間有限。

有業(yè)內人士就此建議，可以通過系統(tǒng)優(yōu)化提效降本。瑞浦蘭鈞能源股份有限公司曹輝提出，可以利用現(xiàn)有資源提高鋰電池循環(huán)壽命，從而降低全生命周期的成本。上海正泰電源系統(tǒng)有限公司技術總監(jiān)張玉林認為，應選擇合理的光伏容配比，提高儲能設備利用率，同時選擇合理的系統(tǒng)方案提高光儲綜合轉換效率。