“新能源+储能”再遇推广难 没有合理的利润空间

国网湖南省电力有限公司日前下发的《关于做好储能项目站址初选工作的通知》显示，为解决新能源消纳问题，经多方协商，目前湖南省28家企业已承诺为新能源项目配套建设储能设备，规模总计388.6MW/777.2MWh，这相当于2019年我国全年新增电化学储能总规模的75%。据记者了解，这些配套储能项目将与新能源发电项目同步投产。

“新能源+储能”利于应对新能源发电的波动性、随机性等致命缺点，从而有力促进电力消纳，被认为是新能源未来发展的“标配模式”。在此之前，青海、新疆、山东等地都有过类似尝试。但无论是针对风电场还是集中式光伏电站，无论是强制要求还是适当奖励，在政策落地和后续执行上，先行先试的几个省份均遇到一定阻力，效果并不理想，有的甚至被迫叫停。前车之鉴犹在，湖南为何急于再度尝试？“新能源+储能”到底难在哪？

根据国家能源局统计数据，2019年，湖南全省弃风率为1.8%，尚未到达5%的红线。在此形势下，湖南为何要求新能源开发企业“承诺”配置储能呢？

“湖南电网这么着急，就是因为企业考核有了新方式，即‘非水可再生能源消纳’指标考核。湖南是水电大省，水电便宜，电网肯定更愿意要水电。但现在要考核‘非水可再生能源消纳’，电网压力是很大的。”湖南某风电开发企业知情人士告诉记者。

根据去年5月国家发改委、国家能源局联合发布的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，电网企业是承担消纳责任的第一类市场主体，需承担与其年售电量相对应的消纳量。根据具体指标，湖南省的“非水可再生能源消纳”比重将从2018年的9%提升到2020年的13%。湖南电网将负责其经营区消纳责任权重实施的组织工作。

但湖南省的风电消纳形势并不乐观。今年3月，湖南省发改委发布《关于发布全省2020-2021年度新能源消纳预警结果的通知》。预警结果显示，全省风电消纳形势相对严峻，尤其是在湖南南部、西南部存在较大消纳压力，被划分为红色预警区域，其他地区为橙色或黄色区域，全省范围内已无绿色区域。

虽供职于发电企业，上述知情人士也表示在一定程度上能够理解电网面临的压力：“能源主管部门要考核电网消纳指标，但是又不明确具体的鼓励政策，逼得电网只能去逼发电企业，进而把电网和发电绑在一起，给主管部门施压。”

据上述知情人士透露，在《通知》酝酿出台的过程中，国网湖南电力公司曾就此事组织当地能源主管部门和相关企业召开过一次专题会议，针对政策落地过程中的具体细节进行讨论。“为什么《通知》已经出来快1个月了，能源主管部门还是什么都不说？大家现在应该还在胶着中，还属于在桌子底下你踢我一脚、我踩你一下的状态，很多东西根本定不下来。”

既然“定不下来”，为何发电企业却给出了“承诺”？

“电网现在发这样一则《通知》，我既不能跟你说‘我承诺了’，也不能说‘没承诺’，我没法回答。但我可以告诉你，没有什么实质性的东西，也没有出具过书面承诺文件。至于设备选型、相应手续办理等工作，至少我们项目还没有着手考虑。”上述知情人士坦言，“在项目并网上，我们是有求于电网的，如果现在我们不‘承诺’，项目后期并不上网怎么办？明年风电要全面平价上网，如果项目今年不能按期并网，那么电价就没有任何保证了，所以在现在这个时间节点上，我们必须‘承诺’。”

“其实，要求新能源配储能并不是什么新鲜事，好多省份都提过。为什么后来大家普遍推行不顺利？其实都卡在了同一个问题——配可以，钱谁出？”国家电网能源研究院能源战略与规划研究所研究员闫晓卿把“新能源+储能”的核心难题归结为资金来源。

据记者了解，电网企业此前也有尝试，但因投资回报不理想而陷入亏损。事实上，在湖南长沙就建有国网系统最大规模的电网侧储能电站，电站总规模120MW/240MWh，一期建设规模为60MW/120MWh，一期投资便已超4亿元。据国网湖南电力公司经济技术研究院测算，基于当前湖南省的峰谷电价政策和目前的电池技术，该电池储能电站在全寿命周期内仍处于微亏状态。

“此前，电网侧储能确实‘火’了一小段时间。但随着去年5月印发的《输配电定价成本监审办法》提出，电储能设施成本与电网企业输配电业务无关，不能计入输配电成本核算，电网侧储能的热度一下就降下来了。”闫晓卿说。

国家发改委能源研究所原研究员王斯成直言：“电网侧储能如果采用化学电源，现在的经济性很差，而且10年内可能也不会有很大发展。”

在经济性不佳、盈利模式尚不明确的情况下，电网侧储能已经踩下“刹车”。去年12月，国家电网发布《关于进一步严格控制电网投资的通知》，明确要求不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。

“电网因亏损不再建了，就让我们发电企业建，凭什么？我们也是实实在在的投资啊。现在风电企业一再提平价上网，利润已经很低。再配储能，这项目还能不能干了？”谈起发电侧储能的建设，有新能源开发企业负责人甚是不解。

王斯成也表示：“没有合理的利润空间，企业为什么要装？强制新能源发电企业配储能肯定是不对的。”

“谁出钱的问题到底能不能定？归谁定？如果这些问题没有结论，‘新能源+储能’就很难推行下去。”闫晓卿说，“尤其是在当前全国降电价的大背景下，已不可能通过涨电价去疏导储能建设的成本，这都导致了推广困难。”

据一位已“承诺”建设储能项目的新能源开发企业负责人介绍，国网湖南电力公司有意通过辅助服务的形式对储能项目进行补贴，但相关方案至今尚未出台。

闫晓卿还提出，要适当调整思路，正确认识“弃风”“弃光”问题及相应的消纳手段。“电力系统本来就是动态的，为什么不能‘弃风’‘弃光’呢？现在好像有点‘弃电’就跟犯罪一样，其实并不是这样的。新能源发电的过程中，可能最尖峰的时段只有很短一段时间，为了平衡这个尖峰去建个调峰机组或者配个储能电站，并不见得就多经济。有时候把这部分电弃掉可能比花大力气消纳掉要划算。当然，这还要根据各种具体参数进行复杂的测算才能最终下结论，但我们要有这种意识，转变此前的观念。”

对于储能电站的建设，多位受访专家均提出，要激活企业的投资积极性，必须依靠市场化、商业化的手段。其中，王斯成表示：“当前，迫切需要的是建立合理的分时电价政策，让尖峰、低谷等不同时间电价不再相同，而且要配套完善的电力市场化交易体系，这样储能才有商业化投资的意义，企业才有利润空间，‘新能源+储能’的发展也才有持久的内生动力。”

另外，记者已就新能源项目配套建设储能设施一事向国网湖南电力公司发去采访函，但截至记者发稿，仍未收到对方回复。

评论：强扭的瓜甜不起来

湖南要求新能源项目配套建设储能设施一事，日前在行业内成为热点话题。事实上，湖南并非第一个吃螃蟹的。青海、新疆、山东等地此前均出台过类似举措，且态度更为强硬，但最终纷纷因推行遇阻而陷入僵局，甚至被迫废止。另外，目前关于新能源项目配套建设储能的必要性，行业内仍然存在较大争议，莫衷一是。在此背景下，湖南再次闯关“新能源+储能”，对于探索这一模式的现实可行性和必要性都具有重要意义。

新能源作为我国战略性新兴产业，近年来实现了跨越式发展，但始终深受“弃电”问题困扰。储能犹如“充电宝”，能实现电力的充放自如，理论上能够很好地对冲新能源电力的波动性、随机性，助力解决“弃电”顽疾。因此，二者的结合，被业界普遍视为未来新能源行业发展的“标配模式”。但事与愿违，新能源大省（区）青海、山东、新疆等地的推广工作先后陷入僵局，一度给这一模式泼了数盆冷水。

就湖南新能源行业发展实际来看，湖南此次“逆势”推广，有其合理成分。一方面，湖南新能源“弃电”压力有剧增之势。虽然当前湖南新能源弃电率并不高，其中弃风率还不到2%，低于5%的国家“红线”，但其最新发布的“消纳预警”结果已发生扭转——全省风电已无“绿色”区域，风电消纳形势趋于严峻。另一方面，湖南非水可再生能源消纳指标从2018年的9%骤升至今年的13%，也成为其选择“新能源+储能”模式的重要理由。因为建设新项目生产更多“绿电”和利用储能设施消纳更多“弃电”，对配额的完成都至关重要。尤其值得一提的是，根据国家相关政策规定，指标考核压力最终会落到湖南电网身上，这就促成了其与28家风电企业间“新能源+储能”捆绑协议的达成。

但近一个月过去了，推广工作并不顺利。“跟电网并未承诺实质性内容”“项目还没有着手考虑建设储能”“地方主管部门始终一声不吭”等消息的一再传出，以及“电网自己不建储能，凭什么让发电企业建”“强迫电站建储能绝对不合理”等质疑声的不断响起，都折射出“新能源+储能”推广之难。

梳理整件事情原委和各方利益诉求不难发现，“新能源+储能”之所以在各地推广乏力，原因并不在于模式本身是否存在技术不合理，也不在于是由电网企业还是由当地能源主管部门主导，投资回报机制缺失才是症结所在。

具体来讲，企业作为经济活动主体，核心关注点是储能项目的投资回报预期。如果“充电宝”里的电力、电量能卖出高价，企业就有建设储能的积极性；反之，如果价格无法保证投资成本回收，那建设储能就是一笔亏本买卖，企业自然没有积极性。目前湖南相关发电企业的主要疑虑，正是至今仍不明朗的电价等投资回报机制。谈起收益两眼一抹黑，投建储能的积极性自然高不起来。换言之，电价等回报机制能否跟得上，将直接关系着企业的钱袋子，也决定着“新能源+储能”模式的废立。

在此背景下，湖南要求新能源项目配建储能，并不只是一项促进新能源电力消纳、完成非水可再生配额任务的技术路线选择，更是一场发生在新能源和储能领域内的电力体制机制改革。而这一改革的推行，不仅取决于湖南电网和28家电源企业之间的协议，更有赖于当地能源主管部门的积极引导和参与。