繼新疆、山東、安徽之后，“新能源+儲能”再次站在了風口浪尖。
不久前，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局印發(fā)關(guān)于征求《2020年風電、光伏發(fā)電項目建設(shè)有關(guān)事項的通知（征求意見稿）》意見的函（下稱《通知》）。
《通知》明確指出，2020年擬定1.4GW光伏電站支持配套儲能容量不低于5%；積極推動烏蘭察布市6GW風電基地及配套儲能設(shè)施建設(shè)。
這則《通知》備受爭議。對于已陷入低谷的儲能行業(yè)來說，這或許是個積極信號，但一筆復雜的經(jīng)濟賬卻足以讓新能源開發(fā)商們陷入進退兩難的尷尬境地。
新能源配儲能帶來的額外成本不是一筆小數(shù)目。按照1MWh的費用為200萬元計算，《通知》中所述1.4GW光伏電站配備儲能所需額外支持費用約為1.4億元。
作為中國重要的清潔能源輸出基地，內(nèi)蒙古的風電和太陽能光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅速。截至2019年底，全區(qū)建成并網(wǎng)風電3.006GW，太陽能發(fā)電1.05GW，清潔能源已在發(fā)電結(jié)構(gòu)中占比高達32%。
未來，內(nèi)蒙古發(fā)電結(jié)構(gòu)中的清潔能源比例還將大幅增加。倘若新能源強配儲能方案落地，并擴大推廣范圍，其所帶來的額外支出也將隨之大幅增加。
但這筆費用誰來承擔？如何有效回收成本？電網(wǎng)又當在其中扮演何種角色？是否有具體的鼓勵措施？截至目前，上述核心問題并未形成合理的解決方案。
這意味著，此時強配儲能，對新能源產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展或許不是“解”而是“劫”。
01
爭議不斷
毋庸置疑，內(nèi)蒙古期待著通過配備儲能解決新能源發(fā)展的瓶頸問題。
對新能源產(chǎn)業(yè)來說，儲能也許是解決風電和光伏的間歇性及波動性，促進當?shù)叵{，避免出現(xiàn)棄風棄光現(xiàn)象的“解藥”。
從全國來看，內(nèi)蒙古的棄風棄光率居高不下，尤其是棄風率高達7.1%，僅次于新疆和甘肅的14%和7.6%，位于全國第三。
截至目前，《通知》尚處于征求意見階段，諸多細節(jié)問題尚未確定。盡管如此，該《通知》依然在業(yè)內(nèi)引發(fā)激烈討論。
爭論的焦點不是新能源是否該配儲能，而是配套儲能的錢誰出，強制配儲能的政策能否落地執(zhí)行等現(xiàn)實問題。
若缺乏合理的機制和明確的投資回收路徑，儲能在新能源領(lǐng)域的應(yīng)用未必能夠達到預期。
國網(wǎng)公司內(nèi)部有過預測，預計2025年，中國清潔能源發(fā)電將新增裝機1.8億千瓦以上，市場投資規(guī)模將突破7200億元。
大量波動性、隨機性清潔能源（主要是風電和光伏）的接入，給電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行帶來巨大挑戰(zhàn)。業(yè)內(nèi)普遍認為，儲能或?qū)⒊蔀槲磥硇履茉床⒕W(wǎng)的標配。
不過，在成為標配之前，電網(wǎng)公司的態(tài)度至關(guān)重要。
“在價格機制無法向終端用戶疏導的情況下，要么電網(wǎng)來買單，要么發(fā)電來買單。因為不讓儲能進入輸配電價，電網(wǎng)顯然已經(jīng)沒有積極性，那就只能讓發(fā)電端強配。”一位在電力系統(tǒng)工作多年的業(yè)內(nèi)人士對能見說。
此前，電網(wǎng)側(cè)儲能采用租賃模式。該模式的關(guān)鍵是，電網(wǎng)公司進行兜底。電網(wǎng)內(nèi)部希望將儲能資產(chǎn)歸入輸配資產(chǎn)，通過重新厘定輸配電價來疏導投資收益。
但電網(wǎng)公司的如意算盤落空。隨著國家否定儲能計入輸配電價和租賃制，對于電網(wǎng)公司而言，之前的租賃模式相當于犧牲自身利益來大規(guī)模投資電站。
另一位業(yè)內(nèi)人士稱，從目前來看，電網(wǎng)買單的可能性不大。
“新能源配儲能天經(jīng)地義，為什么要配儲能？是為了系統(tǒng)平衡，其他電廠都很穩(wěn)定，就新能源波動性大，你自己不配誰配？” 上述人士稱。
另一種觀點得到更多贊同。這種觀點認為，應(yīng)在以前高補貼時代實施強配儲能，用兩年時間可把產(chǎn)業(yè)帶動起來。
“新能源企業(yè)不能只看自己碗里的那點‘肉’，既想革火電的命，又想讓火電來調(diào)峰調(diào)頻為自己服務(wù)，這本身就是悖論。”該觀點認為。
此項政策若被執(zhí)行，對新能源從業(yè)者的境遇而言將雪上加霜。
“目前在電價整體下降和平價上網(wǎng)的趨勢下，新能源的盈利空間本來就很有限，加上補貼拖欠嚴重，企業(yè)早就不堪重負，如今再要求配儲能，錢從哪來？”一位業(yè)內(nèi)人士說。
由于補貼拖欠，不少新能源企業(yè)早已不堪重負。
據(jù)BNEF計算，自2012年《可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法》發(fā)布以來，如果將在目錄之外的項目也考慮在內(nèi)，新能源補貼缺口在2019年年底已經(jīng)升至2280億元。
時至今日，新能源補貼拖欠難題依然沒有得到有效緩解，反有加大趨勢。BNEF預計，到2035年，所有項目累計補助資金缺口將會擴大至1.4萬億元。
相比而言，儲能相關(guān)從業(yè)者則更關(guān)心這一政策的可行性。
他們認為：“儲能要想像光伏、風電一樣快速發(fā)展，需要國家的補貼政策扶持。內(nèi)蒙古如果要強推儲能，必須拿出相應(yīng)的補貼機制、獎勵機制。稍有不慎，就會變成新疆100小時的翻版，很難落地執(zhí)行?！?
02
落地難題
在新能源+儲能的政策落地上，新疆有著前車之鑒。
2019年2月，新疆自治區(qū)發(fā)改委下發(fā)《關(guān)于在全疆開展發(fā)電側(cè)儲能電站建設(shè)試點的通知》，鼓勵光伏電站合理配置儲能系統(tǒng)，儲能電站原則上按照光伏電站裝機容量20%配置。
其中，《通知》還特別指出，配置儲能電站的光伏項目，原則上增加100小時計劃電量。
為進一步促進企業(yè)配儲能的積極性，2019年7月，新疆自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于開展發(fā)電側(cè)光伏儲能聯(lián)合運行項目試點的通知》，公示36個發(fā)電側(cè)光伏儲能聯(lián)合運行試點項目，總規(guī)模為221MW/446MWh。
新疆在鼓勵新能源配儲能的進一步動作，讓2019年深陷“逆境”中的儲能行業(yè)一度在新能源領(lǐng)域看到了“希望”。
但好景不長，同年12月4日，新疆發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于取消一批發(fā)電側(cè)光伏儲能聯(lián)合運行試點項目的通知》，叫停了31個新能源發(fā)電側(cè)儲能項目，只保留了5個試點項目。
至此，距離落地執(zhí)行新能源配儲能政策僅一步之遙的新疆，也陷入了“僵局”。
在新疆之后，能源大省山東下發(fā)過類似政策。
2019年9月，山東省能源局下發(fā)《關(guān)于做好我省平價上網(wǎng)項目電網(wǎng)接入工作的通知》，鼓勵較大規(guī)模的集中式光伏電站自主配備適當比例的儲能設(shè)施。
彼時，有開發(fā)企業(yè)向媒體透露，雖然文件中是“鼓勵”，但電網(wǎng)方面在給業(yè)主的接入消納批復文件里則明確提出要求配置儲能系統(tǒng)。
“山東能源局雖然沒有要求必須配儲能，但是電網(wǎng)要求了就必須得配，因為你不配儲能就不讓你并網(wǎng)，這直接‘掐住’了發(fā)電企業(yè)的命脈。相對而言，發(fā)電企業(yè)對執(zhí)行政府文件不太熱衷。”一位熟知電力系統(tǒng)的資深人士為能見分析說。
而后，電網(wǎng)方面明確回應(yīng)，并無強制規(guī)定。但對于如何鼓勵和引導企業(yè)配備儲能裝置，電網(wǎng)方面也表示，尚在探索，暫無明確措施。
山東省鼓勵配儲能的政策因此暫時“擱淺”。
相比而言，青海省的相關(guān)政策則在落地過程中“夭折”。
2017年，青海省發(fā)改委印發(fā)《青海省2017年度風電開發(fā)建設(shè)方案》，明確提出其當年規(guī)劃的330萬千瓦風電項目，要按照建設(shè)規(guī)模的10%配套建設(shè)儲電裝置。
此《方案》一經(jīng)發(fā)布，立即引發(fā)行業(yè)巨震。業(yè)內(nèi)專家和企業(yè)紛紛提出異議。
風能專業(yè)委員會秘書長秦海巖不惜發(fā)文批駁，“五追問”青?？稍偕茉创钆?0%儲能為哪般？
秦海巖認為，以當時電網(wǎng)的管理和技術(shù)水平，并不需要以配套儲能的方式解決限電，更不應(yīng)以此為由將配套儲能的成本轉(zhuǎn)嫁給開發(fā)企業(yè)。
甚至，他還質(zhì)疑青海這一地方規(guī)定與中國《可再生能源法》相沖突。
多方壓力之下，《方案》中提出的配套儲能建設(shè)要求又被撤銷，并未真正推行過。
03
任重道遠
無論是山東的“擱淺”，青海的“撤銷”，還是新疆的“叫?！?，歸根結(jié)底還是缺乏成熟的市場機制。
中國電力工程顧問集團華東電力設(shè)計院智慧能源研究室主任吳俊宏曾在接受媒體采訪時表示，雖然儲能的應(yīng)用對于可再生能源電站的性能優(yōu)化和安全運行大有助益，但如果缺乏合理的機制和明確的投資回收邏輯，可再生能源發(fā)電側(cè)儲能的推行必定困難重重。
以新疆為例，其被叫停的31個項目之所以進展緩慢，除了時間因素，更重要的是缺乏經(jīng)濟性。
根據(jù)能見了解，圍繞此前增加的100小時計劃電量，有兩種不同的理解。
一種是，直接給光伏電站增加100小時發(fā)電量，100MW的光伏電站收入每年會增加300萬-500萬元。
另一種是，在原有保障收購小時基礎(chǔ)上增加100小時。即由交易電量轉(zhuǎn)為保障電量，如原本600小時，變?yōu)?00小時保障量，其余依然為交易電量。
如此一來，100小時發(fā)電量大概每度電會多出幾分到一兩毛的收益，100MW的光伏電站，每年的收益會增加幾十萬元不等。
但同樣是100小時，上述兩種方案導致的收益差距甚大。新疆政策被叫?；蛟S很大原因是按照第二種理解執(zhí)行，收入會有所增加，但力度卻大打折扣。
業(yè)內(nèi)資深人士向能見透露，安徽省的風電項目也被要求配置儲能系統(tǒng)。這也是國網(wǎng)內(nèi)部的規(guī)定，相關(guān)部門并沒有明確發(fā)布強配儲能的政策文件，不過這已基本成為業(yè)內(nèi)“公開的秘密”。
根據(jù)招標公告數(shù)據(jù)，華潤濉溪孫疃風電場裝機規(guī)模50MW，配套10MW/10MWh儲能系統(tǒng)；協(xié)合新能源安徽風電場裝機規(guī)模100MW，配套20MW/20MWh儲能系統(tǒng)；遠景濉溪風電場裝機規(guī)模為26.35MW，配套5MW/5MWh儲能系統(tǒng)。
這意味著安徽的風電項目要按照建設(shè)規(guī)模的20%左右配套建設(shè)儲電裝置，這一比例已超過此前青海省已被撤銷的要按照建設(shè)規(guī)模的10%配套建設(shè)儲電裝置。
由于國網(wǎng)未公開相關(guān)文件，具體的有效回收成本路徑暫不得知，但顯然安徽風電項目配備的儲能系統(tǒng)是由風電場買單。
這亦讓一位儲能從業(yè)人士感到擔憂。在他看來，強配對整個儲能產(chǎn)業(yè)來講未必是好事，因為沒有買單機制，開發(fā)商只愿意花更少的錢來解決問題。
“這很可能導致，誰家的儲能系統(tǒng)便宜就用誰家的，不管質(zhì)量的好壞，甚至演變成單純的價格競爭，最后很可能將是一堆‘破銅爛鐵’堆在那里”。他說。
若缺乏合理的機制和明確的投資回收渠道，“新能源+儲能”的推廣和執(zhí)行依然任重道遠。
