新能源配储能争议不断，1.4GW光伏电站配备储能成本复杂

继新疆、山东、安徽之后，“新能源+储能”再次站在了风口浪尖。

不久前，内蒙古自治区能源局印发关于征求《2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知（征求意见稿）》意见的函（下称《通知》）。

《通知》明确指出，2020年拟定1.4GW光伏电站支持配套储能容量不低于5%；积极推动乌兰察布市6GW风电基地及配套储能设施建设。

这则《通知》备受争议。对于已陷入低谷的储能行业来说，这或许是个积极信号，但一笔复杂的经济账却足以让新能源开发商们陷入进退两难的尴尬境地。

新能源配储能带来的额外成本不是一笔小数目。按照1MWh的费用为200万元计算，《通知》中所述1.4GW光伏电站配备储能所需额外支持费用约为1.4亿元。

作为中国重要的清洁能源输出基地，内蒙古的风电和太阳能光伏产业发展迅速。截至2019年底，全区建成并网风电3.006GW，太阳能发电1.05GW，清洁能源已在发电结构中占比高达32%。

未来，内蒙古发电结构中的清洁能源比例还将大幅增加。倘若新能源强配储能方案落地，并扩大推广范围，其所带来的额外支出也将随之大幅增加。

但这笔费用谁来承担？如何有效回收成本？电网又当在其中扮演何种角色？是否有具体的鼓励措施？截至目前，上述核心问题并未形成合理的解决方案。

这意味着，此时强配储能，对新能源产业的健康发展或许不是“解”而是“劫”。

争议不断

毋庸置疑，内蒙古期待着通过配备储能解决新能源发展的瓶颈问题。

对新能源产业来说，储能也许是解决风电和光伏的间歇性及波动性，促进当地消纳，避免出现弃风弃光现象的“解药”。

从全国来看，内蒙古的弃风弃光率居高不下，尤其是弃风率高达7.1%，仅次于新疆和甘肃的14%和7.6%，位于全国第三。

截至目前，《通知》尚处于征求意见阶段，诸多细节问题尚未确定。尽管如此，该《通知》依然在业内引发激烈讨论。

争论的焦点不是新能源是否该配储能，而是配套储能的钱谁出，强制配储能的政策能否落地执行等现实问题。

若缺乏合理的机制和明确的投资回收路径，储能在新能源领域的应用未必能够达到预期。

国网公司内部有过预测，预计2025年，中国清洁能源发电将新增装机1.8亿千瓦以上，市场投资规模将突破7200亿元。

大量波动性、随机性清洁能源（主要是风电和光伏）的接入，给电网安全稳定运行带来巨大挑战。业内普遍认为，储能或将成为未来新能源并网的标配。

不过，在成为标配之前，电网公司的态度至关重要。

“在价格机制无法向终端用户疏导的情况下，要么电网来买单，要么发电来买单。因为不让储能进入输配电价，电网显然已经没有积极性，那就只能让发电端强配。”一位在电力系统工作多年的业内人士对能见说。

此前，电网侧储能采用租赁模式。该模式的关键是，电网公司进行兜底。电网内部希望将储能资产归入输配资产，通过重新厘定输配电价来疏导投资收益。

但电网公司的如意算盘落空。随着国家否定储能计入输配电价和租赁制，对于电网公司而言，之前的租赁模式相当于牺牲自身利益来大规模投资电站。

另一位业内人士称，从目前来看，电网买单的可能性不大。

“新能源配储能天经地义，为什么要配储能？是为了系统平衡，其他电厂都很稳定，就新能源波动性大，你自己不配谁配？” 上述人士称。

另一种观点得到更多赞同。这种观点认为，应在以前高补贴时代实施强配储能，用两年时间可把产业带动起来。

“新能源企业不能只看自己碗里的那点‘肉’，既想革火电的命，又想让火电来调峰调频为自己服务，这本身就是悖论。”该观点认为。

此项政策若被执行，对新能源从业者的境遇而言将雪上加霜。

“目前在电价整体下降和平价上网的趋势下，新能源的盈利空间本来就很有限，加上补贴拖欠严重，企业早就不堪重负，如今再要求配储能，钱从哪来？”一位业内人士说。

由于补贴拖欠，不少新能源企业早已不堪重负。

据BNEF计算，自2012年《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》发布以来，如果将在目录之外的项目也考虑在内，新能源补贴缺口在2019年年底已经升至2280亿元。

时至今日，新能源补贴拖欠难题依然没有得到有效缓解，反有加大趋势。BNEF预计，到2035年，所有项目累计补助资金缺口将会扩大至1.4万亿元。

相比而言，储能相关从业者则更关心这一政策的可行性。

他们认为：“储能要想像光伏、风电一样快速发展，需要国家的补贴政策扶持。内蒙古如果要强推储能，必须拿出相应的补贴机制、奖励机制。稍有不慎，就会变成新疆100小时的翻版，很难落地执行。”

落地难题

在新能源+储能的政策落地上，新疆有着前车之鉴。

2019年2月，新疆自治区发改委下发《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》，鼓励光伏电站合理配置储能系统，储能电站原则上按照光伏电站装机容量20%配置。

其中，《通知》还特别指出，配置储能电站的光伏项目，原则上增加100小时计划电量。

为进一步促进企业配储能的积极性，2019年7月，新疆自治区发改委发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，公示36个发电侧光伏储能联合运行试点项目，总规模为221MW/446MWh。

新疆在鼓励新能源配储能的进一步动作，让2019年深陷“逆境”中的储能行业一度在新能源领域看到了“希望”。

但好景不长，同年12月4日，新疆发改委发布《关于取消一批发电侧光伏储能联合运行试点项目的通知》，叫停了31个新能源发电侧储能项目，只保留了5个试点项目。

至此，距离落地执行新能源配储能政策仅一步之遥的新疆，也陷入了“僵局”。

在新疆之后，能源大省山东下发过类似政策。

2019年9月，山东省能源局下发《关于做好我省平价上网项目电网接入工作的通知》，鼓励较大规模的集中式光伏电站自主配备适当比例的储能设施。

彼时，有开发企业向媒体透露，虽然文件中是“鼓励”，但电网方面在给业主的接入消纳批复文件里则明确提出要求配置储能系统。

“山东能源局虽然没有要求必须配储能，但是电网要求了就必须得配，因为你不配储能就不让你并网，这直接‘掐住’了发电企业的命脉。相对而言，发电企业对执行政府文件不太热衷。”一位熟知电力系统的资深人士为能见分析说。

而后，电网方面明确回应，并无强制规定。但对于如何鼓励和引导企业配备储能装置，电网方面也表示，尚在探索，暂无明确措施。

山东省鼓励配储能的政策因此暂时“搁浅”。

相比而言，青海省的相关政策则在落地过程中“夭折”。

2017年，青海省发改委印发《青海省2017年度风电开发建设方案》，明确提出其当年规划的330万千瓦风电项目，要按照建设规模的10%配套建设储电装置。

此《方案》一经发布，立即引发行业巨震。业内专家和企业纷纷提出异议。

风能专业委员会秘书长秦海岩不惜发文批驳，“五追问”青海可再生能源搭配10%储能为哪般？

秦海岩认为，以当时电网的管理和技术水平，并不需要以配套储能的方式解决限电，更不应以此为由将配套储能的成本转嫁给开发企业。

甚至，他还质疑青海这一地方规定与中国《可再生能源法》相冲突。

多方压力之下，《方案》中提出的配套储能建设要求又被撤销，并未真正推行过。

任重道远

无论是山东的“搁浅”，青海的“撤销”，还是新疆的“叫停”，归根结底还是缺乏成熟的市场机制。

中国电力工程顾问集团华东电力设计院智慧能源研究室主任吴俊宏曾在接受媒体采访时表示，虽然储能的应用对于可再生能源电站的性能优化和安全运行大有助益，但如果缺乏合理的机制和明确的投资回收逻辑，可再生能源发电侧储能的推行必定困难重重。

以新疆为例，其被叫停的31个项目之所以进展缓慢，除了时间因素，更重要的是缺乏经济性。

根据能见了解，围绕此前增加的100小时计划电量，有两种不同的理解。

一种是，直接给光伏电站增加100小时发电量，100MW的光伏电站收入每年会增加300万-500万元。

另一种是，在原有保障收购小时基础上增加100小时。即由交易电量转为保障电量，如原本600小时，变为700小时保障量，其余依然为交易电量。

如此一来，100小时发电量大概每度电会多出几分到一两毛的收益，100MW的光伏电站，每年的收益会增加几十万元不等。

但同样是100小时，上述两种方案导致的收益差距甚大。新疆政策被叫停或许很大原因是按照第二种理解执行，收入会有所增加，但力度却大打折扣。

业内资深人士向能见透露，安徽省的风电项目也被要求配置储能系统。这也是国网内部的规定，相关部门并没有明确发布强配储能的政策文件，不过这已基本成为业内“公开的秘密”。

根据招标公告数据，华润濉溪孙疃风电场装机规模50MW，配套10MW/10MWh储能系统；协合新能源安徽风电场装机规模100MW，配套20MW/20MWh储能系统；远景濉溪风电场装机规模为26.35MW，配套5MW/5MWh储能系统。

这意味着安徽的风电项目要按照建设规模的20%左右配套建设储电装置，这一比例已超过此前青海省已被撤销的要按照建设规模的10%配套建设储电装置。

由于国网未公开相关文件，具体的有效回收成本路径暂不得知，但显然安徽风电项目配备的储能系统是由风电场买单。

这亦让一位储能从业人士感到担忧。在他看来，强配对整个储能产业来讲未必是好事，因为没有买单机制，开发商只愿意花更少的钱来解决问题。

“这很可能导致，谁家的储能系统便宜就用谁家的，不管质量的好坏，甚至演变成单纯的价格竞争，最后很可能将是一堆‘破铜烂铁’堆在那里”。他说。

若缺乏合理的机制和明确的投资回收渠道，“新能源+储能”的推广和执行依然任重道远。