2020年碳中和与构建新型电力系统大目标的提出，将新能源的发展带入了新的发展周期。在可再生能源高比例接入的预期之下，为解决新能源消纳和电力系统的稳定问题，储能首当其冲的成为新能源场站的标配方案。至此，在行业期待多年之后，电化学储能正式迎来发展的“元年”。
但是政策层面的强制配比，业界一直众说纷纭。在储能商业模式尚未清晰、度电成本仍有压力的情况下强配储能，显然并不在行业的预期之内，尤其是对于刚进入平价的风、光新能源电站投资商来说，挑战巨大。
就目前而言，由于政策的驱动，新能源场站并没有太多选择权，更多的角色是配合。对于投资商来说，这是一场刀尖上的“革命”，是他们以真金白银作为代价，在一步步的探索新能源究竟该如何配置储能。
标杆光储电站
山东是新能源配套储能的先行省份之一，早在2019年，山东省便提出10%储能配套的隐性要求，这与山东新能源发展的现状不无关系。据国家能源局数据，截止2021年一季度，山东累计光伏装机达到2380万千瓦，力压已经发展多年的三北省份，位居全国第一。高比例可再生能源电力的接入，对于山东现有的电网系统是一场史无前例的挑战。
2019年，阳光电源在山东莱州开发建设了一座规划总规模220MW的光伏电站，按照储能配套要求，该电站将配套32MW/64MWh储能， 该项目储能变流器和电池系统全部采用Allinone集装箱设计，极大地缩短了现场安装和调试过程，并提升后期运维效率。
借助阳光电源在储能领域积累十几年的经验，这座光储电站一马当先的成为山东首批光储联调的新能源场站。李翰（化名）是这座光储电站的站长，见证了这座标杆式光储电站从调试到运行的所有状态。“山东电网在储能电站调度运行方面的推进是非常积极的，我们每天会接到省调或者地调好几个电话，询问储能电站的运行情况”，李翰介绍道，目前这座光储电站已经接入平台可由省调直接调度。
作为标杆电站，山东莱州土山镇光储融合电站积极配合电网，为山东省推动新能源配套储能贡献着属于先行者的力量。“基本上一个月要接待好多波来自政府、电网或者科研机构等项目考察团队”，在李翰看来，新能源配套储能的机制、规则与标准仍在探索中，标杆光储电站将为这些规则的制定提供更贴近实际运行情况的参考。
在李翰看来，光储电站另一个优势地位在于电网调峰的次序，“在电网需要调峰限电时，光储电站往往是最后一个层级的。一般来说，在电网需要调峰时，第一顺位是参与调峰的火电与水电，与此同时光储电站的储能部分也会被直接调用进行充电；第二顺位是AVC、AGC未闭环的场站；之后是风电与光伏，最后才是光储电站”。
记者了解到，山东莱州土山镇光储融合电站在4月份被电网调用了15次，调用频率50%，调用频率远超当前国内的平均水平。“参与电网调度，一般需要满足两个方面要求，一方面是储能电站的规模容量。莱州电站是华东最大光储融合项目，一期120MW+6MW /12MWh光储融合项目2020年6月正式并网发电，这也是莱州市推动清洁能源利用、打造新能源综合利用示范基地的重要举措。
另一方面主要是设备参数以及响应速度等，该项目应用了阳光自主研发的大型光储电站PowMart智慧能源解决方案，具备一次调频、辅助服务跟踪计划出力、移峰填谷等核心功能，通过多功能组合运行最优模式；同时该项目成为国内首座具备一次调频功能的大型光储电站，从频率扰动至目标值调节响应时间小于400ms，完全满足高标准，并网技术规范要求，阳光电源光储事业部山东区域系统解决方案负责人补充道。
成本是“硬伤”
作为储能系统集成商以及光储电站的运维企业，阳光电源的储能业务人员与运维板块密切配合，积极配合电网调度，同时也在设备运行上下足了功夫。“在加装储能之后，电站的日常运维工作量明显增加了，考量到储能安全性的问题，我们也增加了日常巡检频率”，李翰对于储能电站的运行状态显然较为满意，“目前储能电站的转换效率平均在88%左右，并且几乎没有故障，这已经高于行业的普遍水平了。”
从频繁的调研参观以及电站的运行现状可以看到的是，山东莱州这座光储电站的“排头兵”地位毋庸置疑。但即便如此，按照李翰的解释，目前储能电站的收益主要分为两部分，一是电网调用调峰的补贴收入，标准是200元/MWh；二是光储电站降本增益的部分，即利用光储电站场用电上网与下网电价之差来赚取利润，去掉损耗之后，相当于每千瓦时利润0.1元左右。
按照2元/Wh的储能建设成本，在当前的盈利模式下，这座储能电站大概需要15年才能收回成本，也直接“连累”了整座光储电站的投资回报周期拉长至11-12年。显然，这对于新能源投资企业来说，周期太长。
让李翰抱有信心的是上述提到的光储电站在调峰方面的优势地位，“在整个调峰过程中，光储电站的储能会被优先调用，另一方面，如果最后仍需要限电的话，光储电站处在最后层级，也会是限电比例最小”，在李翰看来，从电力系统运行的角度看，未来光储是大趋势，“无可避免”。
但这些仍还停留在理论上以及一个不可量化的预期中，“政策是直接影响储能电站收益的”。就目前而言，我国的新能源配套储能尚无法完全通过市场化的方式实现盈利，调峰调频补贴仍将是国内储能市场发展的关键推手，当前的困境也在持续鞭策行业支持政策的细化。
但无论对于投资商还是像阳光电源这种设备运行供应商来说，积极配合政策进行探索、参与示范项目，都将在我国新能源配套储能的发展征程上写下浓墨重彩的一笔。
