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編者按：全國已經(jīng)有至少12個省區(qū)在新增平價風(fēng)電、光伏項目核準(zhǔn)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。在大規(guī)模平價來襲、電網(wǎng)側(cè)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(diào)峰責(zé)任強壓給了新能源項目本身。

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(fēng)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(fēng)電、光伏項目核準(zhǔn)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(yīng)用場景的情況下，項目IRR將會下降0.3%。

平價時代的風(fēng)電光伏項目，看似減少了資源費等非技術(shù)成本，卻要背上儲能的技術(shù)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(zé)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(fēng)+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。

從鼓勵到強制

風(fēng)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(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》，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(nèi)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(nèi)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(yù)計將成為標(biāo)配，而且所謂“優(yōu)先、鼓勵”，在核準(zhǔn)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(fēng)電、光伏發(fā)電項目建設(shè)方案中是要求各地電網(wǎng)公司嚴(yán)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(guān)于建立健全清潔能源消納長效機制的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》，也只是要求鼓勵推動電儲能建設(shè)，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(wù)。實際執(zhí)行與政策原義存在重大偏差。

風(fēng)光+儲能的動因

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(fēng)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(fēng)資源的波動性，保障新能源出力，為電網(wǎng)帶來了巨大的調(diào)峰壓力。

從性價比來看，調(diào)峰的最佳方案是電網(wǎng)側(cè)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(guān)于完善抽蓄電站價格形成機制有關(guān)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(diào)頻、調(diào)相和黑啟動等輔助服務(wù)，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(wù)，抽水和放水電價差為脫硫火電標(biāo)桿電價的25%。由于我國發(fā)電側(cè)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(diào)峰投資作為公眾服務(wù)從輸配電價中回收，則會增加電網(wǎng)對調(diào)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(shè)施排除在輸配電價之外。

供給不在，但調(diào)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(yán)格的背景下，火電成為了主要的調(diào)峰品種。但是，火電調(diào)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(diào)峰規(guī)則，火電已經(jīng)降低到40%負(fù)荷之后繼續(xù)深度調(diào)峰，需支付1元/kwh的調(diào)峰補償，而新能源上網(wǎng)電價月結(jié)部分也僅有0.3-0.4元/kwh，這樣的調(diào)峰服務(wù)可謂本末倒置。

四問瘋狂的儲能

在大規(guī)模平價來襲、電網(wǎng)側(cè)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(diào)峰責(zé)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(fēng)。但實際上，強配儲能的政策并不科學(xué)嚴(yán)謹(jǐn)。

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(nèi)現(xiàn)有火電足以勝任新能源調(diào)峰需求。比如，湖北省是一個水火相濟的電源結(jié)構(gòu)，水電比火電更具有調(diào)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(yán)峻的調(diào)峰障礙需要用發(fā)電側(cè)配儲能的方式來解決。



圖1 全國（外圈）及湖北（內(nèi)圈）2019年電源結(jié)構(gòu)（百分比）

第三，如果認(rèn)為未來新能源激增，火電調(diào)峰無法滿足調(diào)峰需求，那么首先應(yīng)該因地制宜考慮各省的新能源發(fā)展規(guī)劃以及電源結(jié)構(gòu)特征，確認(rèn)各省需要配置的電化學(xué)儲能最佳比例和位置。比如應(yīng)首選電網(wǎng)側(cè)配置儲能，如果在發(fā)電側(cè)，也應(yīng)優(yōu)先考慮匯集站，而不是簡單均一化的處理為發(fā)電側(cè)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(diào)峰需求各異。



表1 OECD/NEA測算2012年德國各類電源不同滲透率下電網(wǎng)級度電成本

第四，如果認(rèn)為新能源具有波動的原罪，而必須自配儲能，也應(yīng)該權(quán)利義務(wù)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(diào)峰費來促進消納。在發(fā)電側(cè)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(nèi)置調(diào)峰能力而減少調(diào)峰成本？但是，雖然超過10個以上的省份出臺了風(fēng)+儲、光+儲的政策，政策均僅明確了發(fā)電側(cè)的責(zé)任，對發(fā)電側(cè)因此而增加的權(quán)利只字未提。

相比發(fā)電側(cè)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(wù)費用作為電池企業(yè)的新業(yè)務(wù)增長點。這是一場為了促進風(fēng)電光伏發(fā)展而開展的創(chuàng)新？還是為免除調(diào)峰責(zé)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。


原標(biāo)題： 瘋狂的儲能，能夠風(fēng)電帶來什么？