6月8日，湖北省能源局發(fā)布2020年平價項目配置方案，成為又一個要求風電配儲能的省份。目前，全國已經(jīng)有至少12個省區(qū)在新增平價風電、光伏項目核準中要求或建議增加配置儲能的要求。對于一個典型的5萬千瓦項目來說，配置10-20%的儲能意味著造價要增加2000萬左右，在沒有明確應用場景的情況下，項目IRR將會下降0.3%。

　　

　　平價時代的風電光伏項目，看似減少了資源費等非技術成本，卻要背上儲能的技術成本。不是原來的配方，還是原來的味道。

　　

　　除了具有減輕電網(wǎng)的責任、增加電池企業(yè)銷售收入的好處，新能源發(fā)電項目全面配儲能，剩下的就是對政府原有承諾的違約、對平價項目開發(fā)商收益的侵害、以及對社會資源的極大浪費。在風+儲、光+儲政策熱潮來臨之前，監(jiān)管部門、電網(wǎng)和地方政府急需踩下剎車鍵。

　　

　　

　　風光+儲政策從去年就開始嘗試。2019年7月，新疆發(fā)改委、國家能源局新疆監(jiān)管辦發(fā)布了《關于開展發(fā)電側光伏儲能聯(lián)合運行項目試點的通知》，表示在南疆四地州開展光伏儲能聯(lián)合運行試點項目。作為回報，試點光伏電站于2020年起5年內每年增加100小時優(yōu)先發(fā)電電量。此后，西藏等地也出臺了類似政策。

　　

　　今年以來，在新增平價項目申報中，湖南、湖北、河南、遼寧、內蒙等地發(fā)改和電網(wǎng)部門紛紛在平價項目申報、競爭性配置等文件中提到優(yōu)先、鼓勵配儲能。在后續(xù)其他省份的新增項目產(chǎn)生方式中，加儲能預計將成為標配，而且所謂“優(yōu)先、鼓勵”，在核準容量有限的情況下也會實際上變成“強制”。

　　

　　如果追本溯源會發(fā)現(xiàn)，國家能源局在2020年風電、光伏發(fā)電項目建設方案中是要求各地電網(wǎng)公司嚴格按照規(guī)劃和消納能力合理安排新增規(guī)模和并網(wǎng)時序；近期出臺的《關于建立健全清潔能源消納長效機制的指導意見(征求意見稿)》，也只是要求鼓勵推動電儲能建設，均沒有將加裝儲能作為新能源發(fā)電項目端的并網(wǎng)條件和必然義務。實際執(zhí)行與政策原義存在重大偏差。

　　

　　

　　儲能問題的提出，核心來自于新能源的消納和資源的波動性。

　　

　　經(jīng)過十余年的發(fā)展，截止2019年末我國風電光伏累計裝機突破4億千瓦，占全部電源比例超過20%，同時，由于光資源的間歇性和風資源的波動性，保障新能源出力，為電網(wǎng)帶來了巨大的調峰壓力。

　　

　　從性價比來看，調峰的最佳方案是電網(wǎng)側的大型儲能項目，如抽水蓄能。

　　

　　根據(jù)2014年發(fā)改委發(fā)布的《關于完善抽蓄電站價格形成機制有關問題的通知》，我國對抽蓄電站實行兩部制電價。

　　

　　其中，容量電價主要針對抽水蓄能電站提供的備用、調頻、調相和黑啟動等輔助服務，電價政策類似于輸配電環(huán)節(jié)的成本加成模式；電量電價主要針對抽水蓄能電站提供的削峰填谷服務，抽水和放水電價差為脫硫火電標桿電價的25%。由于我國發(fā)電側電價整體相對較低，又此計算抽水蓄能電站削峰填谷的度電收益不足0.1元/kwh，缺乏投資吸引力。如果將調峰投資作為公眾服務從輸配電價中回收，則會增加電網(wǎng)對調峰電源的投資積極性。但2019年5月，國家發(fā)改委印發(fā)的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確將抽水蓄能、電儲能設施排除在輸配電價之外。

　　

　　供給不在，但調峰需求強勁。為此，過去幾年中，在新能源裝機占比提升、保障消納的要求日趨嚴格的背景下，火電成為了主要的調峰品種。但是，火電調峰的靈活性和成本上均存在一定的制約。根據(jù)東北、西北等區(qū)域的深度調峰規(guī)則，火電已經(jīng)降低到40%負荷之后繼續(xù)深度調峰，需支付1元/kwh的調峰補償，而新能源上網(wǎng)電價月結部分也僅有0.3-0.4元/kwh，這樣的調峰服務可謂本末倒置。

　　

　　

　　在大規(guī)模平價來襲、電網(wǎng)側儲能停滯的前提下，部分地方能源主管部門和電網(wǎng)公司將調峰責任強壓給了新能源項目本身，之后其他地方政府以鼓勵創(chuàng)新之名迅速跟進，使之蔚然成風。但實際上，強配儲能的政策并不科學嚴謹。

　　

　　首先，如果存在消納困境，最佳的解決方案是不新增規(guī)模、同時退役老舊機組，而不是要求新增規(guī)模+儲能。因為+儲能只能在時間上移動供給，并沒有創(chuàng)造新的需求，總量上的限電形勢沒有改觀。

　　

　　第二，過去五年全國整體新能源限電率已經(jīng)得到明顯改善。在大多數(shù)省份，短期內現(xiàn)有火電足以勝任新能源調峰需求。比如，湖北省是一個水火相濟的電源結構，水電比火電更具有調峰優(yōu)勢，同時，湖北省新能源合計占比18%也小于全國平均水平，事實上并沒有更為嚴峻的調峰障礙需要用發(fā)電側配儲能的方式來解決。

　　

　　圖1 全國(外圈)及湖北(內圈)2019年電源結構(百分比)

　　第三，如果認為未來新能源激增，火電調峰無法滿足調峰需求，那么首先應該因地制宜考慮各省的新能源發(fā)展規(guī)劃以及電源結構特征，確認各省需要配置的電化學儲能最佳比例和位置。比如應首選電網(wǎng)側配置儲能，如果在發(fā)電側，也應優(yōu)先考慮匯集站，而不是簡單均一化的處理為發(fā)電側的任何單體項目規(guī)模的10-20%。比如OECD/NEA曾經(jīng)對德國新能源發(fā)展產(chǎn)生的系統(tǒng)成本影響作出分析，在不同滲透率下調峰需求各異。

　　

　　表1 OECD/NEA測算2012年德國各類電源

　　

　　第四，如果認為新能源具有波動的原罪，而必須自配儲能，也應該權利義務對等。比如在早期新疆的光儲試點中，明確了配儲能的項目可增加100小時基數(shù)電量；再比如，目前新能源項目普遍需要向火電企業(yè)支付調峰費來促進消納。在發(fā)電側全面配儲能的時候，是否可以確保不限電以增加收益？或者內置調峰能力而減少調峰成本？但是，雖然超過10個以上的省份出臺了風+儲、光+儲的政策，政策均僅明確了發(fā)電側的責任，對發(fā)電側因此而增加的權利只字未提。

　　

　　相比發(fā)電側的茫然，國網(wǎng)已經(jīng)與寧德時代成立了合資公司，一些券商也將歷年輔助服務費用作為電池企業(yè)的新業(yè)務增長點。這是一場為了促進風電光伏發(fā)展而開展的創(chuàng)新？還是為免除調峰責任而進行的甩鍋？抑或是為促進電池銷售而開展的營銷？監(jiān)管部門還需深思熟慮。