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 著新能源規(guī)?？焖侔l(fā)展，而電力需求增長和系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升相對有限，新能源消納形勢嚴峻。近期，湖南、內(nèi)蒙、新疆等多地印發(fā)政策，明確鼓勵風(fēng)電、光伏發(fā)電等項目配置儲能設(shè)施，提高本省新能源消納能力，同時推動本地綠色產(chǎn)業(yè)發(fā)展。本文從政策概況、形勢分析和相關(guān)建議角度對電源側(cè)配置儲能相關(guān)政策進行了思考。

1、近期六省出臺的新能源配置儲能政策概況

新疆、湖南、內(nèi)蒙、河南的政策出發(fā)點是提高新能源消納能力。3月25日，新疆發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于做好2020年風(fēng)電、光伏發(fā)電項目建設(shè)有關(guān)工作的通知（征求意見稿）》，提出推進多項抽水蓄能電站建設(shè)，推進南疆光伏儲能等光伏側(cè)儲能和新能源匯集站集中式儲能試點項目建設(shè)。3月26日，湖南發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于發(fā)布全省2020-2021年度新能源消納預(yù)警結(jié)果的通知》，要求電網(wǎng)企業(yè)要通過研究儲能設(shè)施建設(shè)等措施，提高新能源消納送出能力。同日，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局印發(fā)《2020年光伏發(fā)電項目競爭配置方案》，優(yōu)先支持光伏+儲能項目建設(shè)，光伏電站儲能容量不低于5%、儲能時長在1小時以上。4月7日，河南發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于組織開展2020年風(fēng)電、光伏發(fā)電項目建設(shè)的通知》，提出優(yōu)先列支配置儲能的新增平價項目。5月26日，新疆發(fā)展改革委印發(fā)《新疆電網(wǎng)發(fā)電側(cè)儲能管理暫行規(guī)定》，鼓勵各方投資建設(shè)電儲能設(shè)施，容量在10MW/20MWh以上，并對執(zhí)行電力調(diào)度指令的儲能給出0.55元/kWh充電電量補償。

江西、安徽的政策出發(fā)點是促進地方綠色產(chǎn)業(yè)發(fā)展。《江西省新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量跨越式發(fā)展行動方案(2020—2023年)》指出要發(fā)揮江西省全釩液流電池及其儲能系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)，支持鋰電池、釩電池在光伏、風(fēng)力等新能源發(fā)電配建儲能?！栋不帐嵤╅L江三角洲區(qū)域一體化發(fā)展規(guī)劃綱要行動計劃》指出將建設(shè)長三角綠色儲能基地，加快推進多個抽水蓄能電站建設(shè)，開展風(fēng)光儲一體化等新能源微電網(wǎng)技術(shù)研發(fā)。

湖南政策落地較快，風(fēng)電項目配置儲能即將進入選址階段。湖南省電力公司下發(fā)《關(guān)于做好儲能項目站址初選工作的通知》，明確已協(xié)調(diào)28家企業(yè)承諾配套新能源項目總計建設(shè)388.6MW/777.2MWh儲能設(shè)備，與風(fēng)電項目同步投產(chǎn)，配置比例為20%左右。為同時享受輔助服務(wù)電價補償，儲能項目傾向建在電網(wǎng)側(cè)。

2、“新能源+儲能”形勢分析

現(xiàn)階段，“新能源+儲能”模式收益模式單一，獲利水平偏低。目前儲能配置成本約為1500~2000元/kWh，綜合度電成本約為0.4~0.6元/（kWh·次），若新能源為早期項目，按風(fēng)電項目享受0.61元/kWh電價來算，加上儲能在輔助服務(wù)市場能夠獲得100~200元/（kWh·年）的額外收益，“新能源+儲能”在部分棄風(fēng)棄光地區(qū)具有一定經(jīng)濟性。但由于新能源項目趨于平價上網(wǎng)，且棄風(fēng)棄光情況會逐步改善，僅靠增加棄電為主要收益模式，不具備經(jīng)濟性。

由于缺乏明確機制或收益預(yù)期較低，早期出臺的多項新能源配置儲能政策已取消或擱置。鼓勵新能源配置儲能政策發(fā)布并非首次，此前青海、新疆、山東等省都曾經(jīng)出臺鼓勵或強制新能源配置儲能的相關(guān)政策。青海在2017年提出當年規(guī)劃330萬千瓦風(fēng)電項目按照10%配套儲能，最終迫于壓力政策未被推行；新疆于2019年試點鼓勵光伏電站配置20%儲能，承諾增加試點項目100小時計劃電量，但最終僅保留了5個試點；山東于2019年鼓勵集中式光伏自主配備儲能，但政策暫時沒有得到響應(yīng)。多個政策的難以落地，主要是缺乏實質(zhì)性的儲能投資回報機制或獎勵細節(jié)解讀存在較大分歧，比如新疆提出的100小時計劃電量是直接增加發(fā)電量還是增加保障收購小時數(shù)理解不一，新能源企業(yè)配置儲能成本無法疏導(dǎo)。

新能源配置儲能政策再次引發(fā)各界爭議，焦點集中在是否應(yīng)由新能源企業(yè)出資配置儲能。此次湖南等多省再次發(fā)文鼓勵新能源項目配置儲能，主要源于兩方面考慮：一是新能源消納形勢依舊嚴峻，截止2019年底，新疆、甘肅和內(nèi)蒙棄風(fēng)率達14%、7.6%和7.1%，新疆、青海棄光率分別為7.4%和7.2%，為降低棄電率，落實可再生能源總量和非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重，尤其是湖南等水電大省，消納壓力較大。二是部分新能源大省面臨低谷時段調(diào)峰壓力，以湖南為例，最大峰谷差已經(jīng)超過50%，風(fēng)電與水電同時大發(fā)重疊時間長，系統(tǒng)調(diào)峰能力有限，風(fēng)電消納空間較小，棄風(fēng)將愈加嚴重。新政無法解決成本疏導(dǎo)矛盾，新能源企業(yè)配置儲能意愿較低。由于補貼退坡、資金拖欠、平價上網(wǎng)等因素，新能源項目盈利空間逐步壓縮，配置儲能帶來的收益有限，建設(shè)積極性較低，導(dǎo)致部分省份新能源與電網(wǎng)企業(yè)矛盾加劇。

在電力市場改革推進下，“新能源+儲能”模式可通過多種商業(yè)模式獲益，具備較好的發(fā)展前景。未來，隨著技術(shù)進步，儲能成本還有較大下降空間，而且在電力市場改革不斷推進下，“新能源+儲能”模式可通過多種手段參與電力市場獲益。如目前青海省“共享儲能”模式可在其他省份推廣應(yīng)用，通過“新能源+儲能”模式參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)獲益；依托儲能具有能量存儲、快速調(diào)節(jié)控制等功能，可在相關(guān)應(yīng)用場景下（如邊遠地區(qū)供電）提供容量備用，提高供電可靠性；在用戶側(cè)分布式電源配套建設(shè)儲能，可通過參與電力市場化交易進行獲益。

3、相關(guān)建議

一是鼓勵采用多種措施提高新能源消納能力，研究“共享儲能”等創(chuàng)新商業(yè)模式。進一步挖掘系統(tǒng)靈活性資源，深入研究在電力市場放開條件下“共享儲能”、用戶側(cè)儲能、可變負荷等參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)的商業(yè)模式和市場機制。

二是加快推進儲能接入和參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)相關(guān)技術(shù)標準制定和完善，切實發(fā)揮儲能系統(tǒng)調(diào)節(jié)作用，保障電網(wǎng)安全。在政策影響下，部分省份新能源企業(yè)可能于近期大量自愿或被強制安裝儲能設(shè)置，建議進一步制定完善相關(guān)技術(shù)標準，避免新能源企業(yè)為降低成本安裝低質(zhì)量產(chǎn)品，為電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行造成一定隱患。