近日，國網(wǎng)湖南省電力有限公司發(fā)展部下發(fā)《關于做好儲能項目站址初選工作的通知》(下稱《通知》)。

　　《通知》中明確，經(jīng)多方協(xié)調(diào)，已獲得28家企業(yè)承諾配套新能源項目總計建設388.6 MW/777.2MWh儲能設備，與風電項目同步投產(chǎn)，配置比例為20%左右。

　　這意味著又有一個省份的風電項目被強配儲能設備，且配置比例與此前的安徽省一致。

　　這則《通知》同樣備受爭議。對于已陷入低谷的儲能行業(yè)而言，這或許是個積極信號，但一筆復雜的經(jīng)濟賬卻足以讓風電開發(fā)商們陷入進退兩難的尷尬境地。

　　風電項目被強制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》中所述配套儲能設備所需額外支持費用約為15.5億元。

　　湖南作為在國內(nèi)風電技術(shù)領域具有獨特優(yōu)勢的省份，多年來一直非常重視風電發(fā)展。截至2019年底，全省累計建成并網(wǎng)風電項目裝機容量427萬千瓦，在非水可再生能源中占比最高。

　　未來，湖南的風電比例還將進一步增加。根據(jù)國網(wǎng)湖南經(jīng)研院發(fā)布的數(shù)據(jù)，預計到2021年，全省風電裝機規(guī)模將達800萬千瓦。屆時，風電配套儲能的規(guī)模將繼續(xù)增大，其所帶來的額外支出亦隨之增加。

　　值得注意的是，此次《通知》中并未提及如何有效回收成本，是否有具體的鼓勵措施，但可以確定的是這筆費用由風電開發(fā)企業(yè)來承擔。

　　對這些企業(yè)來說，這并不是一個好的信號。

　　爭議不斷

　　《通知》下儲能項目清單中所提到的28家企業(yè)，既有三峽新能源、華能、國電投這樣的央企，亦有廣東風電這樣的其他省份企業(yè)，以及湖南當?shù)氐娘L電開發(fā)公司。

　　而儲能電站一律采用磷酸鋰電池。

　　毋庸置疑，湖南期待著通過配備儲能解決相對嚴峻的風電消納形勢。

　　3月20日，湖南發(fā)改委發(fā)布《關于發(fā)布全省2020-2021年度新能源消納預警結(jié)果的通知》，經(jīng)對2020-2021年度全省各區(qū)域新能源消納能力測算，形成以縣為單位的風電和光伏發(fā)電消納預警等級分類結(jié)果。

　　預警結(jié)果顯示，全省風電消納形勢相對嚴峻，尤其在南部、西南部存在較大消納壓力，被劃分為紅色預警區(qū)域，其他地區(qū)為橙色或黃色區(qū)域，無綠色區(qū)域。

　　按照國家電網(wǎng)此前的承諾，2020年新能源棄電量設定的目標為風電棄電率不超過5%、無棄光。

　　湖南省雖然已在2019年以風電棄電率1.80%，暫無棄光現(xiàn)象，提前達標。但面對電網(wǎng)接入資源的日趨緊張和常規(guī)能源的競爭，電網(wǎng)公司在風電新項目審批上顧慮重重。

　　在上述預警結(jié)果中被列為風電紅色預警區(qū)域的14個地區(qū)，已暫停項目核準。

　　實際上，對于風電以及整個新能源產(chǎn)業(yè)而言，儲能都是公認的解決間歇性及波動性，促進當?shù)叵{，避免出現(xiàn)棄電率的最佳手段。

　　盡管如此，風電被強制要求配置儲能依然在業(yè)內(nèi)引發(fā)激烈討論。

　　爭論的焦點不是風電是否該配儲能，而是配套儲能的錢該不該由風電開發(fā)企業(yè)承擔，強制配儲能的執(zhí)行細節(jié)如何確定等現(xiàn)實問題。

　　“風電配儲能天經(jīng)地義，不僅是風電，所有新能源都該配儲能。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?”一位在電力系統(tǒng)工作多年的業(yè)內(nèi)人士對能見說。

　　對此，新能源企業(yè)有不同意見。

　　它們認為，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，簡直是雪上加霜。

　　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。”該觀點認為。

　　處于此次輿論中心的湖南風電企業(yè)則寄希望于出臺相關鼓勵政策。

　　在前幾天舉行的湖南省第三屆風電研討會上，與會企業(yè)代表一致認為目前湖南各風電企業(yè)棄風限電形勢嚴峻，繼續(xù)下去，企業(yè)發(fā)展將舉步維艱。

　　在被要求配套20%的儲能承諾后，風電投資成本進一步增高，已經(jīng)很難滿足投資收益率的要求，嚴重挫傷風電企業(yè)的投資積極性，呼吁政府盡快出臺相關儲能支持政策。

　　相比而言，儲能相關從業(yè)者更關心這一文件是否能夠順利執(zhí)行。

　　他們覺得：“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。湖南如果要強推儲能，必須拿出相應的補貼機制、獎勵機制。否則很難落地執(zhí)行。”

　　落地難題

　　政策落地恰恰是儲能從業(yè)者最關心的問題，他們的擔心有前車之鑒。

　　據(jù)「能見」了解，目前已有青海、新疆、山東、內(nèi)蒙、安徽、江西等省曾經(jīng)或正在制定鼓勵/強制新能源配置儲能的相關政策與文件。但這些政策大多在執(zhí)行過程中屢受挫折，難以落地。

　　第一個開始嘗試推行新能源配儲能的是青海省。

　　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(shù)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。

　　相比青海政策的“夭折”，新疆的相關政策顯然更接近落地。

　　2019年2月，新疆發(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)，配置比例與此次湖南一樣，按照光伏電站裝機容量20%配置。

　　其中，文件中還特別指出，配置儲能電站的光伏項目，原則上增加100小時計劃電量。

　　這本是為了鼓勵和增加投資企業(yè)收益的有力舉措，然而圍繞著增加的100小時卻存在兩種不同理解，且這兩種方案導致的收益從幾十萬到幾百萬差距甚大。

　　業(yè)內(nèi)普遍認為，新疆后來于當年12月突然叫停新能源發(fā)電側(cè)儲能項目，只保留了5個試點的舉動，或許很大原因是按照低收益的理解執(zhí)行，雖然收入會有所增加，但力度卻大打折扣。

　　在新疆之后，能源大省山東也展開了積極探索。

　　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)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)。

　　一位熟知電力系統(tǒng)的資深人士為能見分析稱，“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。”

　　而后，電網(wǎng)方面雖然進行了澄清，但同時也明確表示對如何鼓勵和引導企業(yè)配備儲能裝置，并無明確舉措，這導致山東鼓勵配儲能的政策暫時“擱淺”。

　　其實，無論是青海的“夭折”，新疆的“叫停”還是山東的“擱淺”，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。

　　如今，在沒有確定如何有效回收成本，沒有相應具體鼓勵措施的情況下，安徽、湖南等省強推儲能，讓風電開發(fā)企業(yè)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。