新能源发电侧储能电站的发展难点

　  2020年先后有10几个省份发布政策要求新能源发电项目配置储能。面对新政策的要求，储能行业看到了新能源发电侧储能快速发展的可能，新能源发电行业则对新政策充满了担忧。从目前来看，储能行业面对新政策积极推进，反观新能源发电行业，更多的是被动的接受。

　　无论是从储能行业还是新能源发电行业发展的角度来看，发电侧配置储能都是有利的。但由于目前新能源发电以及储能行业发展阶段的不同，从投资者的某些角度来看，还是存在一些难点需要克服，今天小编就来和大家聊一聊新能源发电侧储能的发展难点。

　　成本作为一个投资者关注的重要因素，直接影响了新能源发电侧配置储能的一个进度。

　　根据2018-2019年储能系统的中标价格来看，价格在2.0-2.5元/Wh。进入2020年，由于各种因素，市场公开投标的价格降幅速度非常之快，大半年时间降幅将近30%。从目前储能系统的采购价格来看，国内市场储能应用于电力系统的成本已经达到甚至低于此前业界公认的规模化应用门槛——1.5元/Wh。

　　虽说目前储能系统经历了大幅度的降价，但相对已经平价的新能源发电项目，以常规50MW风电项目为例，额外新增的投资在2000~3000万元。对于投资者来说，仅仅为了满足政策准入要求，也是需要经过再三的衡量。

　　除了成本之外，收益是另一个投资者所关注的重点因素。新能源发电侧配置储能的收益来源目前来看，商业模式还是比较单一的。

　　这里主要说一下储能部分的收益来源，目前来看主要是通过两个途径，一是减少弃电，二是参与辅助服务。但是由于各个省份的弃电情况以及辅助市场规则的不同，储能部分的收益是存在不确定性的。而这种不确定性，往往会直接影响投资者对项目的判断。

　　虽说2020年为大力推进储能的发展，很多省份都颁布了有利于储能收益增加的相关政策和机制，但更多是宏观层面的引导性政策，对于新能源发电侧配置整个流程的实操并没有详细的政策或机制。包括具体新能源发电侧配置储能相关辅助市场结算细则，收益测算整体相对难以控制。从而导致投资者对新能源发电侧储能投资存在一些犹豫。

　　以上就是小编关于新能源发电侧储能的发展难点的一点看法，仅代表个人观点，欢迎交流。