新能源要看储能的“脸色”了？

3月15日，湖北省能源局印发的《关于落实相关政策推进风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》提出对抽水蓄能项目配套安排新能源指标，其中对已核准的罗田平坦原抽水蓄能项目，按照抽水蓄能电站容量的20%，配套建设28万千瓦新能源项目。

无独有偶，新疆稍早前也发文允许相关储能企业按储能规模4倍以上的标准配套建设风光项目。

储能配建新能源，这一新能源配储遇冷后的“反向操作”，究竟是另辟蹊径，还是“换汤不换药”？

将储能建设主动权还给储能企业

据《中国能源报》记者梳理，截至目前，全国已有20多个省市区出台了新能源强制配储的政策。但现阶段发电侧储能装机仍主要依靠政策推动，各地新能源企业自发配储意愿并不强。

在新能源和储能专家彭宽宽看来，反向提出储能配置新能源，有两方面原因。“一方面，之前各省要求新能源配储的执行情况不乐观；另一方面，将储能开发和备案前置，凸显了电网对灵活性调节资源的迫切需求。”

中关村储能产业技术联盟高级研究经理张兴接受记者采访时也表示，从新能源配储到储能配置新能源，湖北、新疆的“反向操作”或许与当地调节能力跟不上新能源的快速发展有关。“储能配置新能源的作用在于，可改变新能源配储政策中储能的被动地位，将储能项目建设的主动权交给储能企业，改变因新能源配储产生的建设成本增加导致储能项目不能落地的被动局面。”

综合性企业将获得更大成长空间

张兴对记者直言，之前新能源配储更多强调建设储能是新能源企业的责任，但由于缺乏合理的成本疏导机制，企业积极性并不高。

在彭宽宽看来，在现有机制下，无论新能源配储能，还是储能配新能源，都是储能压缩了新能源项目的盈利空间，并不能有效改善储能项目本身的经济性。

彭宽宽认为，当前新的综合型赛道将催生新的综合性企业。而有综合性能源业务积累的企业，可成长性会进一步增加。“首先是市场规模会进一步增长，带来行业发展的规模效应；其次是有利于促进储能企业和新能源企业的进一步融合，推动新能源企业和储能企业之间的协同、并购等。”

“从现行政策看，储能配置新能源将会催生更多开展储能业务的市场主体，火电、新能源、综合能源等企业会积极进军储能产业，储能的规模化应用也将有助于提升其经济性。”张兴说。

“新能源项目目前是有盈利空间的，但储能尚没有明确的收益机制保障（抽蓄除外），因此无论如何发展，还是要聚焦到如何构建为储能付费的机制这一核心问题上。”彭宽宽认为，对于和新能源结合的储能电站，构建电力现货交易市场或者制定类似于抽水蓄能的“两部制电价”，或许是较好的解决方案。

“随着电力市场进一步完善，储能配置新能源或将进一步提升储能的经济性。”一位在新能源市场深耕多年的企业负责人同时指出。

发展潜力仍需市场检验

张兴认为，储能配置新能源是在电力调节能力跟不上新能源发展速度时，将新能源指标奖励与储能调节能力的增长进行挂钩，以激励更多市场主体投资建设储能项目。

记者了解到，当前，我国政策层面已经明确储能可以参与发电侧的电力辅助服务市场，预计今年底在各省会落地实施，这将有利于储能发展。但与此同时，储能配置新能源作为新的发展方向，成效如何仍需市场检验。

“保守场景下，‘十四五’期间，储能市场总量将超过3500万千瓦，复合增长率将保持在57%左右。”上述企业负责人直言，现在无法判断，储能配置新能源是各地政府为推动储能发展的无奈之举，还是一步妙招。

张兴也认为，现行政策推动储能规模化应用、提升储能项目经济性意图明显，同时对煤电灵活性改造、风光火互补基地建设、抽水蓄能建设也有很大促进作用，将推动各类灵活性调节技术互补或竞争，但储能项目未来经济性如何取决于市场的多样化需求和储能本身的技术进展。