“可再生+储能”症结所在及破局之道

／封红丽／

储能的发展离不开市场，更离不开政策。为了能向前迈进一步，储能既要从现有体制机制约束条件下，通过商业模式创新、技术进步等手段，做到夹缝中求生存，又要等待储能价格机制、建立和完善储能标准、加快推进电力现货等政策出台，赋予其更多价值回报机制，寻求更大的突破。

近年来，我国可再生能源发展迅猛。截至2019年底，全国可再生能源发电装机达7．94亿千瓦，年发电量达2．04万亿千瓦时。这两项指标近五年的平均增速分别为13．1%和11．2%。

据统计，2019年全国新能源弃电量约515亿千瓦时，相当于舍弃了超过1/2个三峡电站的发电量。新能源的快速增长，必将带来消纳问题的进一步恶化。为应对可再生能源弃风弃光问题，各省市便纷纷出台了可再生能源配储能的政策举措，但该政策一直存在很大的争议。

我们不禁想问，可再生能源配储能政策各省执行成效如何？到底要不要配储能？当前阶段可再生能源配储能经济性及效果如何？强配储能将导致什么样的结果？政策难以落地的症结到底在哪？如何突破？本文希望通过回答这些问题，为储能行业的健康发展提供参考和启发。

一、可再生能源配储能政策各省执行成效如何？

目前，已有十八个省份陆续出台了鼓励甚至是强制可再生能源配储能的地方性文件，具体包括青海、安徽、新疆、内蒙古、湖北、湖南、贵州、江苏、江西、河南、山西、辽宁、山东、吉林、福建、西藏、河北、广东等。

从各地的政策来看，配置储能容量要求从5%～20%不等，明确提出可再生能源配置储能比例的有10个省：最早的青海强制要求光伏配置10%的储能；……