“新能源+储能”正成为多地新能源产业标配！

今年以来，山西、宁夏、青海、内蒙古等多个省份发布新能源配置储能方案，主要集中在“光伏+储能”、“风电+储能”模式，配置比例多要求在10%以内。

地方明确新能源配储比例要求

随着光伏、风电在整个电力系统中渗透率不断提高，储能的重要性不言而喻。为此，积极发展可再生能源的多个省份都提出要配置储能。

海南明确，全省集中式光伏发电平价上网项目实施总规模控制，具体由省发展改革委根据2021年度及“十四五”期间全省可再生能源电力消纳责任权重确定。每个申报项目规模不得超过10万千瓦，且同步配套建设备案规模10%的储能装置。

陕西提出，从2021年起，关中、陕北新增10万千瓦(含)以上集中式风电、光伏发电项目按照不低于装机容量10%配置储能设施，其中榆林地区不低于20%，新增项目储能设施按连续储能时长2小时以上，储能系统满足10年(5000次循环)以上工作寿命，系统容量10年衰减率不超过20%标准进行建设，且须与发电项目同步投运。鼓励地方政府或大型企业牵头在升压站附近配置集中式储能电站。

青海要求，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，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上。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。

储能市场有望加速释放

数据显示，2020年中国风电光伏累计装机容量已经超过5亿千瓦，到2030年风电、光伏要实现装机容量12亿千瓦的目标，未来十年还需实现约7亿千瓦的增长，即每年7000万千瓦。

单从数据来看，12亿千瓦的目标实现似乎并不难。但电力低碳化不是简单的做加法，要克服风电光伏的间歇性和波动性，整体电力系统都需要发生转变。

作为推动可再生能源发展的关键技术，储能被业内公认为是解决上述问题的最佳解决方案之一。

随着中央首次定调构建以新能源为主体的新型电力系统之后，储能的发展毫无疑问会加快。

据国网能源研究院预计，中国新型储能在2030年之后会迎来快速增长，2060年装机规模将达4.2亿千瓦(420吉瓦)左右。而截至2019年，我国中国的新型储能累积装机规模为2.1吉瓦。这意味着，2060年中国新型储能装机规模将飙升近200倍。

市场对于新能源配置储能也寄予希望。科华数据新能源事业部副总经理曹建表示，光伏在我国发电体系中的占比未来将越来越高。储能能较好降低光伏发电成本，全球角度来看，储能项目在五年时间内降低了近四倍。未来“光伏+储能”将创造更多更加安全可靠的光伏发电场景，同时其具备快速响应电网调频等众多优势，将是未来新能源电力市场发展的必然趋势之一。

配置成本还需进一步降低

目前，多个上市公司都在“新能源+储能”领域进行布局。

宁德时代与永福股份今年2月签约成立合资公司——时代永福新能源科技有限公司。合资公司将聚焦综合智慧能源产业，致力于技术创新和智能制造，同时开展全球化布局，快速推动新能源的大规模应用。这也是宁德时代将可再生能源和储能作为三大聚焦业务之一，在新能源领域尤其是“光伏+储能”领域快速展开深度合作和产业布局的又一落子。

同月，阳光电源中标国内首个“海上风电+储能”项目。招标公告显示，该项目拟为国华竹根沙H1#海上风电场项目建设一个储能电站，项目拟在国华弶港风电场升压站交流35kV系统侧增加储能系统，储能时间为2小时。

业内人士认为，各地支持“新能源+储能”发展，将带动储能市场的发展，但会增加新能源项目的投资成本。目前储能市场发展缓慢，还处于初级阶段，成本仍较高。

其实，储能成本在过去十年间，每年平均下降10%至15%。多数专家认为，只有当锂电池成本下降至约0.35元/度电时才具备经济性，届时可再生配储能也将更具可行性。