在市場機制尚未理順之前，讓仍沒有擺脫補貼依賴的風電、光伏配置儲能，面臨著誰來買單的問題。

文|鄭宗斌

從青海省共和光伏產業園的觀景臺上放眼望去，在海南自治州廣袤的土地上，一望無際的光伏電站讓人嘆為觀止，整齊劃一的太陽能電池板成為了荒漠中獨特的“風景線”。在青海省政府的主導下，這座光伏發電園區規劃總裝機容量2700兆瓦，其中光伏發電1700兆瓦，水光互補光伏發電1000兆瓦，占地面積幾乎等同于3個澳門自治區。

中國西部原野天高地闊，可再生能源裝機規模龐大。

海南自治州新能源的突飛猛進某種程度也是中國能源轉型的縮影，過去十年，在“建設大基地、融入大電網”的國家政策鼓勵下，新能源發電熱潮在三北地區風生水起，一座座光伏電站、風電場在戈壁灘和荒漠上拔地而起。從2009年到現在，其中西北區域新能源裝機增長了40倍，冀北電網目前可再生能源裝機也已超過火電。

新能源的“集中式”發展，讓三北地區的新能源陷入“用不完也送不出”的消納窘境，處在不同立場的發電與電網公司更是一度相互指責。監管層從2017年開始不得不暫停安排三北地區新建風電、光伏發電規模。

2018年，新能源消納被稱作是國網公司的頭號政治任務，隨著多條特高壓的相繼開通，消納情況開始好轉，棄風限電得以緩解。但在國網公司看來，即便送出問題暫時得以解決，但新能源時斷時續的不穩定性對于電網仍是最大的威脅。

Ⅰ

新能源在“大發展”的同時一直伴隨著“高受阻”，三北地區新能源的裝機規模遠遠超過了當地的消納能力，目前主要由火電來承擔調頻調峰的任務，但在煤電的裝機規模未來會持續下降的背景下，單純依靠火電來調也開始變得行不通。

甘肅省電力公司風電技術中心主任汪寧勃在2018中國儲能西部論壇上表示，大規模的新能源接入造成電網的電網調節、抗干擾能力不斷下降，電網穩定風險不斷增加，西北電網已不堪重負，下一步風電、光伏必須解決自身的穩定性問題。他說：

“馬路雖然比以前寬了，但車也越來越多了!”

2018年起，華北能監局、西北能監局修訂了在“兩個細則”中對新能源的考核辦法，加強了對新能源的考核力度和獎懲力度。“兩個細則”除了要求新能源提高功率預測外，對接入35kV及以上電壓等級的風電場、光伏電站必須具備一次調頻功能。

西北能源監管局市場監管處副處長呂銳在儲能西部論壇上透露，西北能監局制定的新版“兩個細則”將在今年8月份之內批復，為新能源企業預留6個月過渡期，新版“兩個細則”在懲罰不合格企業的同時，也將對為系統做出貢獻的新能源電廠進行適度補償。

從西北監管局于2017年底發布的“兩個細則”征求意見稿來看，該版文件提高了西北五省的考核上限，最高罰款額度可達到原考核細則的10倍。根據2015年的細則規則，2017年西北電網光伏罰款金額超過2.2億元，風電罰款金額超過5.5億元。

有業內人士表示，針對新的考核辦法，新能源企業只有兩個選擇：

第一個辦法是必須像常規電源一樣限電其總容量的6%-10%，以備不時之需;第二個辦法就只能是加儲能裝置。

以100MW的風電場為例，如果預留備用容量10%，年經濟損失將達到2500萬元;如果集中加儲能裝置，儲能投資約2650萬元，增加風電場投資約2%-3%，約等于一年的棄風損失。

從“兩個細則”導向來看，雖然沒有明確新能源電站必須配置儲能裝置，但相比之下，增加儲能裝置是更為經濟的辦法。一方面可以減少棄風限電的損失，另外一方面可以通過參與電力輔助服務獲得補償。

Ⅱ

在新能源并網領域，目前儲能收益主要還是依靠限電時段的棄電量存儲，但漫長的投資回收期讓投資商望而卻步。

以華能格爾木光儲電站一期1.5MW/3.5MWh示范項目為例，華能通過對其持有的老電站進行改造配置儲能。在電價高達1元的情況下，投資回收期依然長達9年。

光伏“5.31新政”后，未來普通地面光伏電站都將是不依賴國家補貼的平價上網項目。以青海省為例，按照青海火電脫硫脫硝價格0.32元計算，大型地面光伏電站在技術不斷進步的情況下還有可能實現微利。在需要考慮投資回報率的情況下，如果在地面電站電源側強行配置儲能，盈利前景并不被看好。

新能源基地作為輸送端電源，發電側沒有峰谷價差。不像東部地區，儲能可以通過用戶側峰谷價差回收投資。有關補貼的期待雖然渺茫，但有時也不得不提，黃河上游水電開發有限責任公司董事長謝小平就這樣建議：

“目前在發電側配置儲能需要國家3-5年的補貼支持，等儲能技術走向成熟、價格能夠用得起的時候，儲能產業再自我革新、自我發展。”

毫無疑問，新版“兩個細則”將加重新能源企業的負擔，新能源企業面臨著更大的限電損失和更為嚴厲的罰款。在補貼依舊拖欠嚴重的情況下，新規則讓資金原本就捉襟見肘的新能源企業經營壓力驟增。

根據“儲能100人”了解的情況來看，目前發電企業面對新的考核顯得并不積極。在新能源企業看來，新版“兩個細則”仍然是“零和游戲”，對參與調頻調峰發電廠的獎勵最終也是來自于不達標電廠的罰款。

發電企業認為，新能源電站配置儲能裝置統一接受電網調度，本質上是服務于整個電力系統，理論上整個電力系統都收益，整個系統應該為此買單，新能源儲能電站能否得到抽水蓄能電站同樣的兩部制電價?到目前為止也沒有相關的政策出臺。

“兩個細則的考核基本上是罰，其實不利用整個儲能的發展，國內的調頻市場機制上有問題，如果都安裝了儲能，那誰免除了這部分責任?電網等于把調頻義務變相地轉讓給了發電企業。”一家新能源企業高管私下向“儲能100人”透露。

Ⅲ

相比龐大的新能源裝機，目前可再生能源領域的儲能示范項目仍然是星星之火。“兩個細則”對儲能產業本是重大利好，但在電網公司和發電公司互不妥協的情況下，在夾縫中求生存的儲能仿佛走入“囚徒困境”。

根據去年底國家五部委出臺的《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》，允許儲能參與輔助服務市場競爭，形成“按效果付費、誰受益誰付費”的價格補償機制。從實際效果來看，電網公司和發電公司似乎都是收益者，但誰都不愿意為增加儲能設備而付費。

電儲能是中國能源大轉型的關鍵一環，各路勢力厲兵秣馬，搶灘布局。如今前景雖好，但變數重重。

在可再生能源領域，儲能的剛性需求一直存在，尤其是電化學儲能在調峰、調頻方面相比火電有明顯的優勢。盡管可再生能源配置儲能的重要性已經成為共識，國家在頂層設計也確立了儲能的參與身份，但在電力尚未市場化、儲能的成本還無法傳導給最終用戶的情況下，儲能如何變成有價值的投資仍需要合適的市場結構和定價機制。

目前，在可再生能源領域的儲能探索無外乎以下三種方式：電網側、發電側、第三方獨立儲能電站。由于各企業所處行業位置不同，對儲能的訴求也各有差異。

電網企業：以國網公司為代表，在青海、河南、張北布局電網側儲能。為電網運行提供調峰、調頻、備用、黑啟動、需求側響應等多種服務。

發電企業：以華能集團、國家電投黃河公司、國家能源集團為代表，在光伏、風電基地發電側布局儲能。驗證儲能技術路線，解決棄風限電問題，促進可再生能源消納。

第三方企業：以中能智慧、北控清潔能源為代表，在集中式風光電站區域建設獨立電池儲能電站，協調區域內風光電站和儲能電站的運行，與電網、可中斷性用能等企業互聯互通。

未來新能源的儲能配置將以何種方式為主導，尚未有定論。有電網企業建議，未來應該由電網公司以電網資產投資方式統一建設大規模儲能電站，進入輸配電價結算，對所轄區域內的新能源電站提供調頻、調峰服務。

但電網企業進入輔助服務領域引發了其它投資主體的擔心：

處于壟斷地位的電網既是運動員，又是裁判員。將無法保證給予其它市場主體公平、平等的待遇。

在這樣的現實困境下，儲能從業者的希望更多地寄托于更高層面的決策者出臺更為細致的政策來平衡網、源、儲之間的利益，給予產業實質性的推動。