据记者了解，山东省《关于开展储能示范应用的实施意见》将于近期出台，今年2月，该省还曾印发《2021年全省能源工作指导意见》，提出建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制。

　　山东并非个例，虽然各省市纷纷出台相关政策支持储能产业发展，但从目前公布的全国和各省开发建设方案来看，储能义务集中在了发电侧，且责任主体并未局限在新增项目当中，而是在向存量项目蔓延。

　　是否必要？

　　当前，发展储能的核心原因有二：对内，提升电能质量；对外，降低限电风险，发电侧配储能可以起到哪些作用？是否存在必要？

　　储能行业资深投资专家张大鹏认为，发电侧配储能，尤其是可再生能源发电装置配储能核心目的就是为了缓解弃风弃光、改善可再生能源发电质量，最大限度提升新能源发电的消纳水平，另外，储能装置本身除了可以实现上述功能外，还可以参与地方电力现货市场交易，满足区域电力灵活性调度需求。

　　“个人认为，当前地方政府强制发电侧配备储能，主要还是为了加快可再生能源快速发展的‘缓兵之计’，地方新能源产业的发展不可能等待电网侧储能发展成熟后再追赶，因此发展分布式电化学储能装置就是当下最适合的解决方案。”张大鹏说。

　　盛世景资本智造中国投资总监吴川告诉记者，发电侧配储能的核心目的是实现电源的可调度性，包括调频和调峰两种能力的优化。目前，传统电源侧重辅助调频，新能源侧重平滑和弹性输出。“从更宏观的视角来看，‘储’本身就是能源系统中的必然结构，未来也不可或缺。”

　　是否对等？

　　记者发现，目前配置储能的权利义务明显不对等。回顾最早期的新疆项目试点政策，增加储能后会有保障小时数增加的回报，但现在梳理各地的政策，强配储能后的权利只字未提，比如，没有做出新增平价项目能够签署连续20年PPA的承诺、没有配储能项目必然不限电、储能设备会被按照要求逐日调用、不再需要分摊调峰费的承诺。

　　张大鹏认为，当前阶段发电储能投资人还是相对弱势。“主要是由于发电侧储能的商业模式都是由三方投资的收入分成模式，其并网、结算都需要借助电厂的‘通道’，如电厂消极应对、拖欠费用、或因其他原因长时间停机都将对投资人带来不利影响。”

　　在吴川看来，2019年以来，光伏和风电的发电成本接近火电，产业逻辑发生了变化，叠加“30·60”双碳目标政策支持，行业热情非常高。但是，近来，各地发布了对新能源配储能的要求，规定了配置储能的义务，虽然能够提高新能源电的质量，却推高了新能源发电成本。目前，政策的制定滞后于产业发展，权责利的划分不够明晰，“权利”滞后于“义务”，会损伤投资者的热情。

　　是否可行？

　　在传统能源体系中，煤炭、油、天然气等化石燃料承担“储”的功能，向电网输出“二次电力”，是“储+发”的一种电源形式。未来光伏、风电等“一次电力”成为主要电源，电源侧必将演化为“发+储”的电源形式。“储”的内涵也从储存化石燃料演化为“储电”。

　　吴川表示，现阶段，锂电池储能辅助调频和新能源并网，已经验证了储能在发电侧的功能。但是发电侧配储能仍需面临技术和政策两大难点，首先，低成本的中等规模储能技术和高可靠性辅助调频储能技术尚不成熟，需要尽快示范和推广；其次，各种形态的储能方式加入电网，对并网和调度提出更高的要求，电网也需要进行装备和技术革新。同时，“储能”方式改变，电网参与主体的关系也发生了改变，相关政策需要跟上。

　　不过就现阶段发电侧配储的时间节点来看，张大鹏建议，在当前各地纷纷出台强制配储的背景下，发电侧最关键的是需要在成本控制的同时，防范储能产品质量、安全风险，不断优化提高储能装置运营效率。

　　“另外，要积极参与区域电力现货市场交易，增加储能装置盈利能力，培养现货市场交易团队，积极探索创新‘新能源发电+储能’合作模式，如在区域内建立大规模独立储能电站，通过与独立储能电站租赁容量、现货交易等多种合作方式，减少自身投入，最大程度发挥储能装置在区域内的‘海绵’效应。”张大鹏说。