根据“谁受益谁买单”的原则，相关部门探讨过3:5:2的分摊比例，即发电侧、电网侧、用户侧按此比例分担储能配套成本，但据知情人士证实，具体分摊方案仍未最终敲定，还有待进一步商榷。

去年3月，湖南28家企业承诺为新能源项目配套建设储能，但时隔一年，兑现承诺者寥寥无几。这一尴尬现象在引发舆论热议的同时，也引出另一个业内关注的话题：新能源为什么要配套储能？配储后效果如何？建设的成本该由谁出？本报记者就此展开了调研。

“我们不愿意配储能，生生拔走利润。”

“如果不是强制并网要求，发电企业谁会愿意上储能呢。”

“说白了在发电、电网和用户里面，发电最弱势，所以让发电方承担配储成本。”

目前，多地在执行过程中将配套储能作为可再生能源并网或核准的前置条件，引发行业争议。可再生能源配建储能可以在弃风、弃光时削峰填谷，提升电力系统灵活性和可靠性，具有多重效益。但“多方都受益，却都不愿买单”，是当下可再生能源配套储能面临的尴尬局面。

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盲目上储能难达预期效果

截至目前，新疆、青海、湖北、湖南、内蒙古、山东、山西等地均出台了新能源配建储能的相关政策。多地要求可再生能源项目配置5%—20%、1—2小时的储能项目。

配套储能后将对新能源侧有多大帮助？水电水利规划设计总院新能源部主任赵太平直言，小时级的电化学储能在应对风电消纳问题时的作用十分有限。“以某弃风严重区域风电配套储能站为例，配置额定功率10%、4小时的储能，弃风率为20.6%，配置额定功率20%、4小时的储能，弃风率仍达19.7%。”他解释道，在大风季或连续大风日，额定功率、有限容量的电化学储能在风电大出力的前几个小时已快速充满，对超过额定功率或电量充满后的弃电无能为力，且充进去的电在连续大风日没有机会向电网放电。同样，集中式光伏消纳问题不仅是日内能量转移，更是季节性难题，用小时级电储能效果并不理想。

然而，配建储能却实打实增加了企业投资压力。阳光电源光储事业部副总裁汪东林算了一笔账：一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%—10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%—20%。

“只规定配套功率，不考核最终效果，有可能不利于储能产业的健康发展。” 中关村储能产业技术联盟理事长陈海生坦言。在没有具体的使用和质量考核办法的情况下，储能系统安装之后使用的实际效果和收益难以保证。因此，部分企业很可能倾向于选择性能较差、初始成本较低的储能产品，使储能仅仅作为可再生能源优先并网的工具，不能达到促进风光消纳的目的，从而偏离政策初衷。

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配建储能 “有效”也要“有利”

既然如此，为何多地急于发展储能？业内人士坦言，“十四五”期间，新能源将在更多省份成为主力电源。届时，电力系统调峰能力不足将不是个别省份、局部地区的问题，储能将成为可再生能源发展的关键支撑技术。两者协同发展是大势所趋。

新能源发电具有波动性和间歇性，受气象因素影响较大，增加了电力系统平衡压力。在电力系统运行中合理应用大规模储能技术，可以确保新能源发电、电网电压、频率与相位变化相匹配，进而降低新能源电力波动对电网产生的不利影响，而且也可加强风电和光伏发电并网的安全性及稳定性，让电网吸纳更多的新能源。

“原来的电力市场结构中，用户端是波动的，发电端是可控的，当用户端波动的时候可以控制发电端实现动态平衡，但现在电力结构中用户端更加不可控，电网端还增加了大量不稳定、不可控的可再生能源