光伏配儲能再出現(xiàn)

1月11日，寧夏自治區(qū)發(fā)展改革委下發(fā)《關(guān)于加快促進(jìn)自治區(qū)儲能健康有序發(fā)展的指導(dǎo)意見(征求意見稿)》，明確“十四五”期間，儲能設(shè)施按照容量不低于新能源裝機的10%、連續(xù)儲能時長2小時以上的原則逐年配置，鼓勵儲能以獨立身份參與市場交易，將電儲能交易納入現(xiàn)行寧夏電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則中。

1月18日，青海省發(fā)改委、科技廳、工信廳、能源局聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試行）的通知》，明確實行“新能源+儲能”一體化開發(fā)模式，新建新能源配置儲能容量原則上不低于10%，時長2小時以上。同時對“新能源＋儲能”、“水電＋新能源 + 儲能”項目中自發(fā)自儲設(shè)施所發(fā)售的省內(nèi)電網(wǎng)電量，給予每千瓦時0.10元運營補貼，經(jīng)省工業(yè)和信息化廳認(rèn)定使用本省產(chǎn)儲能電池60%以上的項目，再增加每千瓦時0.05元補貼，補貼對象為2021、2022年投產(chǎn)的電化學(xué)儲能項目，補貼時限暫定為2021年1月1日至 2022年12月31日。

以往政策的爭議

其實新能源配儲能，早已不是新鮮事物。早在2017年，青海省發(fā)改委便在《2017年度風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案》中提出，列入青海省2017年度風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案的43個項目按照建設(shè)規(guī)模的10%配套建設(shè)儲電裝置，儲電設(shè)施總規(guī)模0.33GW。2019年，新疆、山東、西藏、江蘇等?。▍^(qū)）也陸續(xù)出臺政策，鼓勵或要求新能源項目配備儲能設(shè)施。

2020年以來，為了鼓勵推動電儲能建設(shè)，促進(jìn)清潔能源高質(zhì)量發(fā)展，國家發(fā)改委、國家能源局等部門更是先后發(fā)布了《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）》，《關(guān)于做好2020年能源安全保障工作的指導(dǎo)意見》等多個政策，內(nèi)蒙古、新疆、遼寧、湖北、江西、山東等多達(dá)14個省份也相繼發(fā)布了關(guān)于發(fā)電側(cè)儲能的支持文件，統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，僅在2020年上半年，全國風(fēng)電、光伏裝機占比超過20%的省份共16個，全國風(fēng)電、光伏發(fā)電量占比超過10%的省份共14個。但業(yè)內(nèi)對于新能源配儲的爭議從未停止。其中的一個爭議焦點是，儲能的成本誰來承擔(dān)？

新能源配儲能，按照應(yīng)用領(lǐng)域，可以分為電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)和用戶側(cè)。電網(wǎng)側(cè)儲能主要由電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)，2018年電網(wǎng)側(cè)建設(shè)的幾座百兆瓦級電化學(xué)儲能電站主要采用租賃模式，即電網(wǎng)公司“兜底”支付費用租賃建成儲能電站的容量和電量。為此，電網(wǎng)公司希望將儲能資產(chǎn)歸入輸配電價從而疏導(dǎo)投資收益。然而，儲能并未能進(jìn)入輸配電價，電網(wǎng)公司給予希望的“租賃模式”最終落空。在電網(wǎng)側(cè)儲能之路被封之下，儲能建設(shè)的重?fù)?dān)便落至電源側(cè)，即新能源企業(yè)身上。

“儲能是解決光伏、風(fēng)電等新能源間歇性及波動性，促進(jìn)消納、減少棄風(fēng)、棄光的重要手段，特別是在“十四五”期間新能源裝機大幅增長的情況下。”對于新能源企業(yè)配儲能的意義，業(yè)內(nèi)無異議。但是在沒有補貼、儲能又缺乏合理盈利模式、平價上網(wǎng)又迫在眉睫的當(dāng)下，強制配儲能增加的成本，讓很多新能源企業(yè)接受不了。

新能源配儲能究竟會帶來多少額外成本？業(yè)內(nèi)人士計算，按照1MWh的費用為200萬元計算，1.4GW光伏電站配備容量不低于5%的儲能，所需額外支出費用約為1.4億元。

未來政策怎樣延續(xù)？

“儲能不是不能加，一些業(yè)內(nèi)人士反對的，是簡單粗暴的強制配比要求。”國家發(fā)改委能源研究所研究員石璟麗在剛結(jié)束不久的光伏行業(yè)協(xié)會年度會議上表示，如果處理不好光伏配儲能的比例問題，儲能行業(yè)很可能出現(xiàn)劣幣驅(qū)逐良幣的情況，對于可再生能源提升消納的作用也會很有限。

“有些可再生能源項目就是為了完成并網(wǎng)要求而安裝儲能，為了節(jié)約成本，什么產(chǎn)品便宜就安裝什么產(chǎn)品。”某匿名業(yè)內(nèi)人士透露，由于某些省份對配備的儲能產(chǎn)品缺少具體標(biāo)準(zhǔn)要求和缺乏監(jiān)管，致使很多可再生能源配備的儲能成了擺設(shè)，發(fā)揮不了應(yīng)有作用。

“光伏市場上也有這樣的情況。”陽光電源儲能銷售中心總經(jīng)理陳志表示，從長遠(yuǎn)發(fā)展來看，光伏配儲能是大勢所趨，但在配備比例、配備標(biāo)準(zhǔn)以及強制配儲能之后如何監(jiān)管等方面，還有許多細(xì)節(jié)需要完善。

“以配備比例來說，按照目前的儲能成本，綜合測算陽光電源承建的項目，我們覺得平均配備15%及以下的儲能比例，是一個多方都能接受的結(jié)果。”陳志透露，由于有些省份的儲能配比過高，2020年有些項目并沒能完全落實這一政策。

“近期儲能成本下降很快，去年11月份青海開標(biāo)的光伏發(fā)電項目，配備儲能的價格1—1.3元/瓦時，按照20%的容量比和2小時的配比，光伏投資差不多增加10—15%，還是有經(jīng)濟(jì)賬可算的。”石璟麗認(rèn)為，光伏配儲能想要延續(xù)的最好辦法，是放開市場機制，讓可再生能源企業(yè)自己去選擇。

國網(wǎng)系統(tǒng)相關(guān)專家也表示，在各省規(guī)劃上，不必限制儲能比例配置要求，而是可以根據(jù)運行需要，對新能源并網(wǎng)的技術(shù)特性做出要求。在滿足調(diào)度靈活性、保證電價及消納的前提下，讓新能源場站根據(jù)經(jīng)濟(jì)性和可行性，自行選擇是否配置儲能、配置方式及規(guī)模，可以聯(lián)合也可以獨立運行，達(dá)到并網(wǎng)有關(guān)技術(shù)要求即可。

“以目前國內(nèi)市場的儲能價格，儲能企業(yè)是不盈利的，我們之所以還在堅持，是看好國內(nèi)儲能市場在未來的發(fā)展?jié)摿Α?rdquo;陳志表示，儲能企業(yè)要發(fā)展，還需要探索更多的盈利模式，還有更長的路要走。