新能源强配储能是“解”还是“劫”？贵州明确消纳受限区域光伏项目配10%储能

“新能源+储能”将成为标配的趋势愈加明显了。

日前，贵州省能源局发布《关于上报2021年光伏发电项目计划的通知》，要求申报项目要具备送出消纳能力，经济上可行；明确在送出消纳受限区域，计划项目需配备10%的储能设施。

这是继河北、河南、山西、内蒙、辽宁、湖南等省份之后，又一个在2020年风电、光伏发电建设方案和申报要求中明确支持配置储能的新能源发电项目的省份。

截至目前，全国已有超过11省要求新能源配置一定比例的储能系统。储能已然有了成为项目投产甚至核准的前置条件之趋。

储能与风电、光伏等新能源相结合，具有平抑可再生能源发电波动、跟踪发电计划出力、电量时移等作用，一直被视为解决风光间歇性及波动性，促进当地消纳，避免出现弃风弃光现象的“解药”。

事实上，储能将成为未来新能源并网的标配，已经在业内达成共识。国网公司内部有过预测，预计2025年，中国清洁能源发电将新增装机1.8亿千瓦以上，市场投资规模将突破7200亿元。

随着中国“30•60”碳排放目标的提出，以风电、光伏为代表的可再生能源爆发式增长的态势必然近在咫尺。而大量波动性、随机性风光的接入，给电网安全稳定运行带来巨大挑战。

在此背景下，新能源配置储能势在必行。不过，在成为标配之前，投资成本谁来出成为业内争论的焦点。

“在价格机制无法向终端用户疏导的情况下，要么电网来买单，要么发电来买单。因为不让储能进入输配电价，电网显然已经没有积极性，那就只能让发电端来出。”一位在电力系统工作多年的业内人士表示。

对此，新能源开发企业“苦不堪言”。在电价整体下降和平价上网的趋势下，新能源的盈利空间本来就很有限，加上补贴拖欠严重，企业早就不堪重负，如今再要求配储能，钱从哪来？

据BNEF计算，自2012年《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》发布以来，如果将在目录之外的项目也考虑在内，新能源补贴缺口在2019年年底已经升至2280亿元。

时至今日，新能源补贴拖欠难题依然没有得到有效缓解，反有加大趋势。BNEF预计，到2035年，所有项目累计补助资金缺口将会扩大至1.4万亿元。

相对而言，储能从业者更关心的是配储能的政策能否落地执行。

他们认为：“储能要想像光伏、风电一样快速发展，需要国家的补贴政策扶持。如果要求配置储能，必须拿出相应的补贴机制、奖励机制。稍有不慎，就会变成新疆100小时的翻版，很难落地执行。”

在新能源+储能的政策落地上，新疆确实有着前车之鉴。

2019年2月，新疆自治区发改委下发文件，鼓励光伏电站合理配置储能系统，储能电站原则上按照光伏电站装机容量20%配置。

为进一步促进企业配储能的积极性，同年7月，新疆还公示36个发电侧光伏储能联合运行试点项目，总规模为221MW/446MWh。

然而，因为缺乏经济性这些公示的项目于同年12月被叫停，最终只保留了5个试点项目。

在新疆之后，山东、安徽、湖南等能源大省亦下发过类似政策，但都进展缓慢。

虽然储能的应用对于可再生能源电站的性能优化和安全运行大有助益，但如果缺乏合理的机制和明确的投资回收逻辑，可再生能源发电侧储能的推行必定困难重重。

而且根据已经公布的相关文件，各省在要求配置储能的同时并没有提出具体的有效回收成本路径，基本都是由新能源开发企业买单。这对储能产业而言，未必是好事，因为没有买单机制，开发商只愿意花更少的钱来解决问题。

过去半年内，储能系统在新能源侧愈演愈烈的低价竞标也恰好应证了上述观点。中标价由2.15元/Wh（PC价格）降至1.699元/Wh（EPC价格），更有一些电源侧项目招标书上提出充放次数保5000以上，报到1.3元/Wh以下（EPC价格），降价之快，降幅之大令人咋舌。

没有企业愿意赔本做工程，到了一定程度再降低成本一定是以牺牲质量或售后保障为代价。这很可能导致，最后将是一堆“破铜烂铁”堆在那里。

这意味着，在缺乏合理的机制和明确的投资回收渠道时推行配置储能，对新能源产业的健康发展或许不是“解”而是“劫”。

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