可再生能源發展無疑是支撐我國能源結構調整，實現構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系的關鍵。從無序發展、到有序建設再到前瞻性邁進，可再生能源的規模化開發和利用為儲能技術的應用提供了機會。

（來源：公眾號“中關村儲能產業技術聯盟”ID：CNESA_ORG 作者：王思）

可再生能源發展的不同階段也創造了儲能應用的春秋冬夏，只是這個冬天不僅有點冷、還可能有點長。如果現階段有人需要利用儲能為可再生能源的無序發展買單的話，未來可再生能源和儲能必將孿生發展，爭相互助請客。

可再生能源的規模化開發和利用必將以儲能為前置條件，而這也將是我國乃至全球儲能技術應用主流形態，高比例可再生能源的實現必將持續引發儲能需求，而儲能的價值將通過平滑和穩定電力系統運行而體現。

缺少市場機制，儲能難以承擔新能源規模化發展的重任

從早期國網張北風光儲輸項目、國電和風北鎮風儲項目、臥牛石風儲項目的示范，到華能青海格爾木光伏電站直流側儲能項目商業化探索，再到甘肅獨立儲能電站、青海共享型儲能電站的創新應用。儲能與可再生能源結合離不開對經濟性的深入探索，而“誰為可再生能源新增儲能付費”是破局的關鍵。

在電力市場成本價格傳導機制欠缺的情況下，現有任何機制都處于過渡階段，成為食之無味卻棄之可惜的雞肋，尷尬與愿景只能并存且長期存在。更為尷尬的是，儲能解決的是可再生能源無法規模化利用的問題，很多人只想默默地問一句：“既然如此，為什么要建呢？”背后的原因只是天知地知，我知你卻不知。

矛盾的關鍵點在于可再生能源到底是棄還是不棄。“棄了可惜”且不符合可再生能源發展和電力系統高效運行的方向，“不棄”支撐不了儲能與可再生能源的配套應用，保持一定棄用率甚至成為未來推動可再生能源發展和儲能配套應用的合理選擇。

2017年，青海省要求風電場強制配套10%儲能，當某些供應主體還在竊喜之時，大家都陷入了“憑什么”的沉思，可再生能源場站自當爭相變“友好”，但在當時儲能發展的新階段，由可再生能源場站負擔儲能投資成本卻略顯急促。且在目標并不明確的情況下，儲能配套應用也并不是唯一解。

但強制向非強制轉向，并未抑制可再生能源場站對配套儲能系統的探索，青海也依舊是集中式可再生能源儲能協同應用的重要地區。政策的根結在于未解決新增儲能投資的價值獲取問題，相關政策條款和市場機制未有匹配，但政策的導向和最終目標并未出現偏差，該政策也提升了儲能從業者對該領域儲能系統應用的認知。

進入2019年以來，類似以上“10%”的政策還在陸續出臺或隱秘研究，一段時間卻再鮮有人站出來批判政策制定者“憑什么這么干”，一方面這些政策也并非完全強制可再生能源場站配置儲能，有意者從之的引導性作法反而激發了儲能投資商和可再生能源場站的熱忱；另一方面這些政策中隱約包含著一些針對項目的政策支持，包括保證性發電增加、輔助服務調峰補償和電網的保障性調用。

一時間，在電網側和用戶側新增儲能投資和項目應用減退的情況下，集中式可再生能源并網側成為拉動我國儲能新增應用的主力。但沖動終歸回歸理性，儲能與集中式可再生能源配套還存在某些疑慮：

現階段解決的棄電問題長期不一定存在，增上儲能的收益無法得到長遠保障；

增加可再生能源發電的調度保障難以落實，短期收益存在不確定性；

輔助服務補償缺少長效機制，“口頭保障”難以落實，政策保障同樣存在不確定性；

儲能與可再生能源的結合實則還是在賺取國家補貼，投資收益期內政策調整和資金回收延遲影響項目運行。

一方面儲能投資主體想拿到更為明確的政策支持要點，甚至有推動政策制定者做出明確承諾的不合理需求；另一方面，政策制定者想要出臺快速落地的實施政策，卻又為難于各方博弈，現在的情況是管生真的很難管養，養的問題還要未來在電力市場中去解決。

應該一致認同的是，沒有一個市場機制需要單獨為儲能而傾斜，政策和市場規則解決的是儲能的身份問題，解決的是新技術參與應用的操作難點，只有在公平開放的市場機制下反映出了對儲能的特定需求，儲能的應用價值才能真實顯現。反過來講，無論是過渡性政策還是長遠政策，至少要解決項目應用的痛點問題，怕在不疼不癢，困在難以落地。

目前，儲能主要解決的是近期內的可再生能源消納問題，最終還要遵循“誰受益、誰付費”的基本原則，為可再生能源規模化開發和利用買單的主體絕不僅僅是可再生能源開發商自身，作為“綠色發展”的受益方，全社會有責任為可再生能源的發展付費。而支付儲能費用的主體既來自于用電用戶，也來自于享受儲能提供平滑穩定輸出服務的可再生能源企業。

只有市場中基本的經濟邏輯形成，儲能配套可再生能源的長效機制才能建立。此外，為滿足未來規模化可再生能源下電力系統的安全穩定運行，可再生能源與儲能綁定以減少波動和不確定性，應是發電企業應承擔的基本義務。未來，儲能絕不是為解決眼前可再生能源過量發展的消納問題而特殊存在，而是解決新能源結構下可能存在的電力運行風險而必然存在。

儲能發展已面臨“不進則退”的尷尬

當前，對待可再生能源配套儲能系統的簡單粗暴，對儲能技術應用發展本身來講已是一種倒退，且是不進則退的必然結果。其有如下表現：

儲能可以作為優先支持可再生能源項目建設的前置條件，但配置比例和容量要求顯然沒有得到合理評估，現有配套項目是否能滿足電力系統的實際需要，儲能項目能否得到充分利用有待驗證；

儲能與可再生能源融合發展的配套政策缺失，已公開的調峰支持政策難以支撐儲能系統投資獲益，而背后的隱形“調用邏輯”更值得關注（即口頭保證充放電次數和調用策略），儲能提升電力系統運行調節能力的價值無法得到體現；

現有所謂的低價中標沒有指導意義，且不能代表行業和技術的進步，集中式可再生能源領域甚至成為唯一一個沒有任何準入門檻兒的儲能應用領域，如果站在2020年底總結我國儲能市場發展特點，很可能造成一片規模增量下的虛假繁榮，如此發展下去，儲能系統將淪為完全不能使用且沒必要使用的殼。

最嚴重的是，韓國儲能系統安全事故頻發已有充足經驗借鑒，儲能系統安全問題尚且突出，不可“坐等出問題”后再想辦法予以解決，否則行業發展必然出現停滯。礙于缺乏行業主管部門牽頭，儲能在某些地區已成為“沒人管的孩子”，任其自由發揮。可以預見的是，如此缺乏要求的儲能系統建設運行，規模化帶來的必然是安全風險。

分階段落實配套支持政策勢在必行

儲能與可再生能源協同應用的本質問題還是“誰付費”的機制問題，我們已有中短期和長效機制的基本思路，卻難有實質性的政策落實。為降低棄電責任風險，儲能現已成為政府、電網和發電企業三方制衡的特殊技術手段，其價值挖掘可謂偏離度極高。

首先,要做好前瞻性規劃研究，避免資源無效配置。當前，各地方要求配置一定比例和一定持續時間的儲能系統，但鮮有對高比例可再生能源體系下電力系統儲能需求的基礎分析，配置比例和儲能時長存在不合理設計情況。還需明確引導各地區做好不同可再生能源發展情形下的儲能需求測算，確保增設儲能系統能夠得到全面利用。

其次，要明確儲能準入門檻，確保儲能高質量應用。各地方提出了可再生能源配套儲能系統的政策方向，但并未明確儲能準入標準，存在利用低質量儲能系統應用獲得優先建設和并網條件的可能性。還需在落實配套項目之前，明確項目準入技術標準，確保儲能安全可靠應用。

再次，要落實配套項目應用支持政策，推動友好型可再生能源模式發展。視配套儲能技術的可再生能源場站為友好型可再生能源場站，適當給予配套項目增發電量支持，減少此類項目棄電風險，還需盡快明確儲能項目身份和其參與電力市場的主體身份，調用儲能系統參與調峰、調頻輔助服務市場以獲得收益回報。

短期來看，在電力市場和價格機制尚無法反映配套系統應用價值的情況下，有必要出臺過渡政策以支持可再生能源與儲能協同發展。即研究儲能配額機制，提高“綠色電力”認定權重。

結合綠證交易和可再生能源配額機制，對配套儲能系統的發電企業、電網企業和電力用戶可適當提高綠色電力認證權重，綠色電力認證可在市場中進行交易，各市場主體可自行投資建設或租用儲能系統以獲得相應配額，或在市場中購買相應配額，實現可再生能源與儲能在新交易模式下的配套。

長遠來看，可再生能源發電價格和儲能配套成本還應由受益方即各類用戶進行支付，在現有度電成本高于傳統火電成本的情況下，要推動可再生能源和儲能配套發展，還需價值補償。故最終要建立市場化長效機制，實現“綠色價值”的成本疏導。

目前，全球范圍內已有部分地區的光儲和風儲成本可與傳統火電競爭，一方面要繼續推動可再生能源平價上網，減輕可再生能源財政補貼依賴，另一方面還要推動全面的市場化改革，讓電力價格反應真實的能源供應成本。

全社會承擔能源綠色發展的責任意識需得到全面普及，且最終要負擔能源綠色發展的成本，實現“財政明補”到“價格體現價值”的全面過渡。但在現有推動綠色發展進程與價格改革步伐不一致的情況下，還需通過價值補償機制推動可再生能源和儲能行業發展，刺激相關行業降本增效。

面對我國能源發展的新形勢，儲能與可再生能源配套發展的趨勢不可逆轉，有必要前瞻性地盡快解決儲能面臨的技術難題和商業化應用難題；雖然儲能還未在電力系統中發揮不可替代的作用，但其對促進我國可再生能源規模化發展的重要價值絕不容忽視。