在2021年智能光储设计研讨会上，中关村储能产业技术联盟秘书长刘为介绍，“2020年电化学储能投入容量首次突破吉瓦大关，其中新能源并网占比超过60%以上。”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。

地方力推，储能成必选项

配置储能已成为“十四五”期间建设光伏项目的必选项。据北极星太阳能光伏网统计，截至目前全国约20个地区出台了光伏+储能相关政策。2021开年以来，已有广西、江西、贵州、山东、海南等12个地区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。

一个苗头是，部分地区新能源配置储能政策已从新增项目扩大至存量项目，项目类型延伸至分布式光伏。如贵州省要求已投产风光项目在一年内配置储能，纳入省级年度计划的工商业分布式项目也需配备一定比例储能;广西在2021平价光伏项目竞争配置评分办法征求意见稿中提出新增项目配置低于5%不得分，已投运项目配置储能装置容量10%以上得5分，并要求连续储能2小时及以上。

不仅如此，在各地“十四五”规划中，风光水火储一体化项目成为布局重点。而据统计，自2020年下半年至今，央企、民营企业签约风光储、风光火储等大基地项目规模超百吉瓦。

国网能源研究院预计，我国新型储能(除抽水蓄能外)在2030年之后将迎来快速增长，2060年装机规模将达4.2亿千瓦(即420GW)左右，而2019年中国新型储能累积装机规模为2.1GW，这意味着未来风电、光伏等新能源结合储能将有近200倍的增长空间。

此外，据中关村储能产业技术联盟测算，基于储能项目投资成本和系统寿命变化，预计到2050年储能度电成本将下降1.8毛到2.7毛之间。成本优势叠加市场空间，新能源配置储能前景广阔程度可见一斑。

“一刀切”政策或现不良反应

实现光储平价是光伏担当主力能源的必要条件，而当下，成本是掣肘储能发展的主要因素之一。据业内测算，一座光伏电站按每瓦3.5元、总规模100MW来计算，若配置20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加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。

实际上，业内对于新能源配置储能的主要争议在于储能配备比例问题。此前个别地区将新能源配备储能比例设置为20%，这种一配了之的政策最终因为缺乏明确的投资回收逻辑而搁浅。去年，湖南28家企业承诺为新能源项目配套建设储能，但至今兑现者寥寥。

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。

成熟商业模式待发掘

与强配储能政策相比，一个合理、成熟的商业模式可以带动企业自愿配置储能。而目前，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。

近两年，以青海为代表的部分地区探索共享储能模式，即以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行整合，由电网来进行统一协调。2019年4月，鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程储能电站进行了共享储能交易试运营，市场化模式打破了单个电站独享模式，为“共享储能”提供了解决方案。

除地方政府外，发电企业也在积极探索共享储能模式。2020年11月，上海电气格尔木美满闵行储能电站一期工程投运。据悉，这个项目是国内首座由独立市场主体投资建设，并参与市场化运营的电网侧共享储能电站，一期建设规模为32兆瓦/64兆瓦时。

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。

　　尽管过程曲折，但随着储能成本下降，新能源配置储能经济性将有所体现。当前，设备企业在积极探索利用智能化手段降低储能度电成本(LCOS)，前不久华为推出智能组串式储能解决方案，可将LOCS降低10%。