相似的剧情再次上演。2021年开年，光伏强制配储能政策，再次被多省提上日程。
1月11日，宁夏自治区发展改革委下发《关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见(征求意见稿)》，明确“十四五”期间，储能设施按照容量不低于新能源装机的10%、连续储能时长2小时以上的原则逐年配置，鼓励储能以独立身份参与市场交易，将电储能交易纳入现行宁夏电力辅助服务市场运营规则中。 1月18日，青海省发改委、科技厅、工信厅、能源局联合下发《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》，明确实行“新能源+储能”一体化开发模式，新建新能源配置储能容量原则上不低于10%，时长2小时以上。同时对“新能源＋储能”、“水电＋新能源 + 储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴，经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，再增加每千瓦时0.05元补贴，补贴对象为2021、2022年投产的电化学储能项目，补贴时限暂定为2021年1月1日至 2022年12月31日。
以往政策的争议
其实新能源配储能，早已不是新鲜事物。早在2017年，青海省发改委便在《2017年度风电开发建设方案》中提出，列入青海省2017年度风电开发建设方案的43个项目按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模0.33GW。2019年，新疆、山东、西藏、江苏等省（区）也陆续出台政策，鼓励或要求新能源项目配备储能设施。
2020年以来，为了鼓励推动电储能建设，促进清洁能源高质量发展，国家发改委、国家能源局等部门更是先后发布了《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》，《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》等多个政策，内蒙古、新疆、辽宁、湖北、江西、山东等多达14个省份也相继发布了关于发电侧储能的支持文件。统计数据显示，仅在2020年上半年，全国风电、光伏装机占比超过20%的省份共16个，全国风电、光伏发电量占比超过10%的省份共14个。但业内对于新能源配储的争议从未停止。其中的一个争议焦点是，储能的成本谁来承担？ 新能源配储能，按照应用领域，可以分为电网侧、电源侧和用户侧。电网侧储能主要由电网企业投资建设，2018年电网侧建设的几座百兆瓦级电化学储能电站主要采用租赁模式，即电网公司“兜底”支付费用租赁建成储能电站的容量和电量。为此，电网公司希望将储能资产归入输配电价从而疏导投资收益。然而，储能并未能进入输配电价，电网公司给予希望的“租赁模式”最终落空。在电网侧储能之路被封之下，储能建设的重担便落至电源侧，即新能源企业身上。 “储能是解决光伏、风电等新能源间歇性及波动性，促进消纳、减少弃风、弃光的重要手段，特别是在“十四五”期间新能源装机大幅增长的情况下。”对于新能源企业配储能的意义，业内无异议。但是在没有补贴、储能又缺乏合理盈利模式、平价上网又迫在眉睫的当下，强制配储能增加的成本，让很多新能源企业接受不了。
新能源配储能究竟会带来多少额外成本？业内人士计算，按照1MWh的费用为200万元计算，1.4GW光伏电站配备容量不低于5%的储能，所需额外支出费用约为1.4亿元。
未来政策怎样延续？
“储能不是不能加，一些业内人士反对的，是简单粗暴的强制配比要求。”国家发改委能源研究所研究员石璟丽在刚结束不久的光伏行业协会年度会议上表示，如果处理不好光伏配储能的比例问题，储能行业很可能出现劣币驱逐良币的情况，对于可再生能源提升消纳的作用也会很有限。 “有些可再生能源项目就是为了完成并网要求而安装储能，为了节约成本，什么产品便宜就安装什么产品。”某匿名业内人士透露，由于某些省份对配备的储能产品缺少具体标准要求和缺乏监管，致使很多可再生能源配备的储能成了摆设，发挥不了应有作用。 “光伏市场上也有这样的情况。”阳光电源储能销售中心总经理陈志表示，从长远发展来看，光伏配储能是大势所趋，但在配备比例、配备标准以及强制配储能之后如何监管等方面，还有许多细节需要完善。
“以配备比例来说，按照目前的储能成本，综合测算光伏电站的收益水平，我们觉得平均配备15% 2h左右的储能比例，是一个多方都能接受的结果。”陈志透露，有些省份由于储能配比过高，导致2020年这些地方没有项目能落实这一政策。
“近期储能成本下降很快，去年11月份青海开标的光伏发电项目，配备储能的价格1—1.3元/瓦时，按照20%的容量比和2小时的配比，光伏投资差不多增加10—15%，还是有经济账可算的。”石璟丽认为，光伏配储能想要延续的最好办法，是放开市场机制，让可再生能源企业自己去选择。
国网系统相关专家也表示，在各省规划上，不必限制储能比例配置要求，而是可以根据运行需要，对新能源并网的技术特性做出要求。在满足调度灵活性、保证电价及消纳的前提下，让新能源场站根据经济性和可行性，自行选择是否配置储能、配置方式及规模，可以联合也可以独立运行，达到并网有关技术要求即可。
“以目前国内市场的储能价格，储能企业是难盈利的，我们之所以还在坚持，是看好国内储能市场在未来的发展潜力。”陈志表示，储能企业要发展，还需要探索更多的盈利模式，还有更长的路要走。
