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上一篇湖南要求新能源项目配套建设储能设施一事，日前在行业内成为热点话题。事实上，湖南并非第一个吃螃蟹的。青海、新疆、山东等地此前均出台过类似举措，且态度更为强硬，但最终纷纷因推行遇阻而陷入僵局，甚至被迫废止。另外，目前关于新能源项目配套建设储能的必要性，行业内仍然存在较大争议，莫衷一是。在此背景下，湖南再次闯关“新能源+储能”，对于探索这一模式的现实可行性和必要性都具有重要意义。
新能源作为我国战略性新兴产业，近年来实现了跨越式发展，但始终深受“弃电”问题困扰。储能犹如“充电宝”，能实现电力的充放自如，理论上能够很好地对冲新能源电力的波动性、随机性，助力解决“弃电”顽疾。因此，二者的结合，被业界普遍视为未来新能源行业发展的“标配模式”。但事与愿违，新能源大省（区）青海、山东、新疆等地的推广工作先后陷入僵局，一度给这一模式泼了数盆冷水。
就湖南新能源行业发展实际来看，湖南此次“逆势”推广，有其合理成分。一方面，湖南新能源“弃电”压力有剧增之势。虽然当前湖南新能源弃电率并不高，其中弃风率还不到2%，低于5%的国家“红线”，但其最新发布的“消纳预警”结果已发生扭转——全省风电已无“绿色”区域，风电消纳形势趋于严峻。另一方面，湖南非水可再生能源消纳指标从2018年的9%骤升至今年的13%，也成为其选择“新能源+储能”模式的重要理由。因为建设新项目生产更多“绿电”和利用储能设施消纳更多“弃电”，对配额的完成都至关重要。尤其值得一提的是，根据国家相关政策规定，指标考核压力最终会落到湖南电网身上，这就促成了其与28家风电企业间“新能源+储能”捆绑协议的达成。
但近一个月过去了，推广工作并不顺利。“跟电网并未承诺实质性内容”“项目还没有着手考虑建设储能”“地方主管部门始终一声不吭”等消息的一再传出，以及“电网自己不建储能，凭什么让发电企业建”“强迫电站建储能绝对不合理”等质疑声的不断响起，都折射出“新能源+储能”推广之难。
梳理整件事情原委和各方利益诉求不难发现，“新能源+储能”之所以在各地推广乏力，原因并不在于模式本身是否存在技术不合理，也不在于是由电网企业还是由当地能源主管部门主导，投资回报机制缺失才是症结所在。
具体来讲，企业作为经济活动主体，核心关注点是储能项目的投资回报预期。如果“充电宝”里的电力、电量能卖出高价，企业就有建设储能的积极性；反之，如果价格无法保证投资成本回收，那建设储能就是一笔亏本买卖，企业自然没有积极性。目前湖南相关发电企业的主要疑虑，正是至今仍不明朗的电价等投资回报机制。谈起收益两眼一抹黑，投建储能的积极性自然高不起来。换言之，电价等回报机制能否跟得上，将直接关系着企业的钱袋子，也决定着“新能源+储能”模式的废立。
在此背景下，湖南要求新能源项目配建储能，并不只是一项促进新能源电力消纳、完成非水可再生配额任务的技术路线选择，更是一场发生在新能源和储能领域内的电力体制机制改革。而这一改革的推行，不仅取决于湖南电网和28家电源企业之间的协议，更有赖于当地能源主管部门的积极引导和参与。
