6月8日，湖北省能源局發布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，全國已經有至少12個省區在新增平價風電、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。

　　

　　除了具有減輕電網的責任、增加電池企業銷售收入的好處，新能源發電項目全面配儲能，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，監管部門、電網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，新疆發改委、國家能源局新疆監管辦發布了《關于開展發電側光伏儲能聯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小時優先發電電量。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、內蒙等地發改和電網部門紛紛在平價項目申報、競爭性配置等文件中提到優先、鼓勵配儲能。在后續其他省份的新增項目產生方式中，加儲能預計將成為標配，而且所謂“優先、鼓勵”，在核準容量有限的情況下也會實際上變成“強制”。

　　

　　如果追本溯源會發現，國家能源局在2020年風電、光伏發電項目建設方案中是要求各地電網公司嚴格按照規劃和消納能力合理安排新增規模和并網時序；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電項目端的并網條件和必然義務。實際執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。

　　

　　經過十余年的發展，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側的大型儲能項目，如抽水蓄能。

　　

　　根據2014年發改委發布的《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節的成本加成模式；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，則會增加電網對調峰電源的投資積極性。但2019年5月，國家發改委印發的《輸配電定價成本監審辦法》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。根據東北、西北等區域的深度調峰規則，火電已經降低到40%負荷之后繼續深度調峰，需支付1元/kwh的調峰補償，而新能源上網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。

　　

　　

　　在大規模平價來襲、電網側儲能停滯的前提下，部分地方能源主管部門和電網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模、同時退役老舊機組，而不是要求新增規模+儲能。因為+儲能只能在時間上移動供給，并沒有創造新的需求，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得到明顯改善。在大多數省份，短期內現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展規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。比如應首選電網側配置儲能，如果在發電側，也應優先考慮匯集站，而不是簡單均一化的處理為發電側的任何單體項目規模的10-20%。比如OECD/NEA曾經對德國新能源發展產生的系統成本影響作出分析，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小時基數電量；再比如，目前新能源項目普遍需要向火電企業支付調峰費來促進消納。在發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，政策均僅明確了發電側的責任，對發電側因此而增加的權利只字未提。

　　

　　相比發電側的茫然，國網已經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的新業務增長點。這是一場為了促進風電光伏發展而開展的創新？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？監管部門還需深思熟慮。