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)關于征求《2020年風電、光伏發(fā)電項目建設有關事項的通知（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施建設。

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)構中占比高達32%。

未來，內(nèi)蒙古發(fā)電結(jié)構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”。

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，儲能在新能源領域的應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?！币晃辉?a href="http://www.www27dydycom.cn/v/tag/4675/" target="_blank">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，這本身就是悖論?！痹撚^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，儲能相關從業(yè)者則更關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。”

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)《關于在全疆開展發(fā)電側(cè)儲能電站建設試點的通知》，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，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，要按照建設規(guī)模的10%配套建設儲電裝置。

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)的管理和技術水平，并不需要以配套儲能的方式解決限電，更不應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要求又被撤銷，并未真正推行過。

任重道遠

無論是山東的“擱淺”，青海的“撤銷”，還是新疆的“叫停”，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規(guī)模的20%左右配套建設儲電裝置，這一比例已超過此前青海省已被撤銷的要按照建設規(guī)模的10%配套建設儲電裝置。

由于國網(wǎng)未公開相關文件，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。