繼新疆、山東、安徽之后，“新能源+儲能”再次站在了風口浪尖。

　　不久前，內蒙古自治區能源局印發關于征求《2020年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知（征求意見稿）》意見的函（下稱《通知》）。

　　《通知》明確指出，2020年擬定1.4GW光伏電站支持配套儲能容量不低于5%；積極推動烏蘭察布市6GW風電基地及配套儲能設施建設。

　　這則《通知》備受爭議。對于已陷入低谷的儲能行業來說，這或許是個積極信號，但一筆復雜的經濟賬卻足以讓新能源開發商們陷入進退兩難的尷尬境地。

　　新能源配儲能帶來的額外成本不是一筆小數目。按照1MWh的費用為200萬元計算，《通知》中所述1.4GW光伏電站配備儲能所需額外支持費用約為1.4億元。

　　作為中國重要的清潔能源輸出基地，內蒙古的風電和太陽能光伏產業發展迅速。截至2019年底，全區建成并網風電3.006GW，太陽能發電1.05GW，清潔能源已在發電結構中占比高達32%。

　　未來，內蒙古發電結構中的清潔能源比例還將大幅增加。倘若新能源強配儲能方案落地，并擴大推廣范圍，其所帶來的額外支出也將隨之大幅增加。

　　但這筆費用誰來承擔？如何有效回收成本？電網又當在其中扮演何種角色？是否有具體的鼓勵措施？截至目前，上述核心問題并未形成合理的解決方案。

　　這意味著，此時強配儲能，對新能源產業的健康發展或許不是“解”而是“劫”。

　　爭議不斷

　　毋庸置疑，內蒙古期待著通過配備儲能解決新能源發展的瓶頸問題。

　　對新能源產業來說，儲能也許是解決風電和光伏的間歇性及波動性，促進當地消納，避免出現棄風棄光現象的“解藥”。

　　從全國來看，內蒙古的棄風棄光率居高不下，尤其是棄風率高達7.1%，僅次于新疆和甘肅的14%和7.6%，位于全國第三。

　　截至目前，《通知》尚處于征求意見階段，諸多細節問題尚未確定。盡管如此，該《通知》依然在業內引發激烈討論。

　　爭論的焦點不是新能源是否該配儲能，而是配套儲能的錢誰出，強制配儲能的政策能否落地執行等現實問題。

　　若缺乏合理的機制和明確的投資回收路徑，儲能在新能源領域的應用未必能夠達到預期。

　　國網公司內部有過預測，預計2025年，中國清潔能源發電將新增裝機1.8億千瓦以上，市場投資規模將突破7200億元。

　　大量波動性、隨機性清潔能源（主要是風電和光伏）的接入，給電網安全穩定運行帶來巨大挑戰。業內普遍認為，儲能或將成為未來新能源并網的標配。

　　不過，在成為標配之前，電網公司的態度至關重要。

　　“在價格機制無法向終端用戶疏導的情況下，要么電網來買單，要么發電來買單。因為不讓儲能進入輸配電價，電網顯然已經沒有積極性，那就只能讓發電端強配。”一位在電力系統工作多年的業內人士對能見說。

　　此前，電網側儲能采用租賃模式。該模式的關鍵是，電網公司進行兜底。電網內部希望將儲能資產歸入輸配資產，通過重新厘定輸配電價來疏導投資收益。

　　但電網公司的如意算盤落空。隨著國家否定儲能計入輸配電價和租賃制，對于電網公司而言，之前的租賃模式相當于犧牲自身利益來大規模投資電站。

　　另一位業內人士稱，從目前來看，電網買單的可能性不大。

　　“新能源配儲能天經地義，為什么要配儲能？是為了系統平衡，其他電廠都很穩定，就新能源波動性大，你自己不配誰配？” 上述人士稱。

　　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，用兩年時間可把產業帶動起來。

　　“新能源企業不能只看自己碗里的那點‘肉’，既想革火電的命，又想讓火電來調峰調頻為自己服務，這本身就是悖論。”該觀點認為。

　　此項政策若被執行，對新能源從業者的境遇而言將雪上加霜。

　　“目前在電價整體下降和平價上網的趨勢下，新能源的盈利空間本來就很有限，加上補貼拖欠嚴重，企業早就不堪重負，如今再要求配儲能，錢從哪來？”一位業內人士說。

　　由于補貼拖欠，不少新能源企業早已不堪重負。

　　據BNEF計算，自2012年《可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法》發布以來，如果將在目錄之外的項目也考慮在內，新能源補貼缺口在2019年年底已經升至2280億元。

　　時至今日，新能源補貼拖欠難題依然沒有得到有效緩解，反有加大趨勢。BNEF預計，到2035年，所有項目累計補助資金缺口將會擴大至1.4萬億元。

　　相比而言，儲能相關從業者則更關心這一政策的可行性。

　　他們認為：“儲能要想像光伏、風電一樣快速發展，需要國家的補貼政策扶持。內蒙古如果要強推儲能，必須拿出相應的補貼機制、獎勵機制。稍有不慎，就會變成新疆100小時的翻版，很難落地執行。”

　　落地難題

　　在新能源+儲能的政策落地上，新疆有著前車之鑒。

　　2019年2月，新疆自治區發改委下發《關于在全疆開展發電側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，儲能電站原則上按照光伏電站裝機容量20%配置。

　　其中，《通知》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。

　　為進一步促進企業配儲能的積極性，2019年7月，新疆自治區發改委發布《關于開展發電側光伏儲能聯合運行項目試點的通知》，公示36個發電側光伏儲能聯合運行試點項目，總規模為221MW/446MWh。

　　新疆在鼓勵新能源配儲能的進一步動作，讓2019年深陷“逆境”中的儲能行業一度在新能源領域看到了“希望”。

　　但好景不長，同年12月4日，新疆發改委發布《關于取消一批發電側光伏儲能聯合運行試點項目的通知》，叫停了31個新能源發電側儲能項目，只保留了5個試點項目。

　　至此，距離落地執行新能源配儲能政策僅一步之遙的新疆，也陷入了“僵局”。

　　在新疆之后，能源大省山東下發過類似政策。

　　2019年9月，山東省能源局下發《關于做好我省平價上網項目電網接入工作的通知》，鼓勵較大規模的集中式光伏電站自主配備適當比例的儲能設施。

　　彼時，有開發企業向媒體透露，雖然文件中是“鼓勵”，但電網方面在給業主的接入消納批復文件里則明確提出要求配置儲能系統。

　　“山東能源局雖然沒有要求必須配儲能，但是電網要求了就必須得配，因為你不配儲能就不讓你并網，這直接‘掐住’了發電企業的命脈。相對而言，發電企業對執行政府文件不太熱衷。”一位熟知電力系統的資深人士為能見分析說。

　　而后，電網方面明確回應，并無強制規定。但對于如何鼓勵和引導企業配備儲能裝置，電網方面也表示，尚在探索，暫無明確措施。

　　山東省鼓勵配儲能的政策因此暫時“擱淺”。

　　相比而言，青海省的相關政策則在落地過程中“夭折”。

　　2017年，青海省發改委印發《青海省2017年度風電開發建設方案》，明確提出其當年規劃的330萬千瓦風電項目，要按照建設規模的10%配套建設儲電裝置。

　　此《方案》一經發布，立即引發行業巨震。業內專家和企業紛紛提出異議。

　　風能專業委員會秘書長秦海巖不惜發文批駁，“五追問”青海可再生能源搭配10%儲能為哪般？

　　秦海巖認為，以當時電網的管理和技術水平，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嫁給開發企業。

　　甚至，他還質疑青海這一地方規定與中國《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。

　　任重道遠

　　無論是山東的“擱淺”，青海的“撤銷”，還是新疆的“叫停”，歸根結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，可再生能源發電側儲能的推行必定困難重重。

　　以新疆為例，其被叫停的31個項目之所以進展緩慢，除了時間因素，更重要的是缺乏經濟性。

　　根據能見了解，圍繞此前增加的100小時計劃電量，有兩種不同的理解。

　　一種是，直接給光伏電站增加100小時發電量，100MW的光伏電站收入每年會增加300萬-500萬元。

　　另一種是，在原有保障收購小時基礎上增加100小時。即由交易電量轉為保障電量，如原本600小時，變為700小時保障量，其余依然為交易電量。

　　如此一來，100小時發電量大概每度電會多出幾分到一兩毛的收益，100MW的光伏電站，每年的收益會增加幾十萬元不等。

　　但同樣是100小時，上述兩種方案導致的收益差距甚大。新疆政策被叫停或許很大原因是按照第二種理解執行，收入會有所增加，但力度卻大打折扣。

　　業內資深人士向能見透露，安徽省的風電項目也被要求配置儲能系統。這也是國網內部的規定，相關部門并沒有明確發布強配儲能的政策文件，不過這已基本成為業內“公開的秘密”。

　　根據招標公告數據，華潤濉溪孫疃風電場裝機規模50MW，配套10MW/10MWh儲能系統；協合新能源安徽風電場裝機規模100MW，配套20MW/20MWh儲能系統；遠景濉溪風電場裝機規模為26.35MW，配套5MW/5MWh儲能系統。

　　這意味著安徽的風電項目要按照建設規模的20%左右配套建設儲電裝置，這一比例已超過此前青海省已被撤銷的要按照建設規模的10%配套建設儲電裝置。

　　由于國網未公開相關文件，具體的有效回收成本路徑暫不得知，但顯然安徽風電項目配備的儲能系統是由風電場買單。

　　這亦讓一位儲能從業人士感到擔憂。在他看來，強配對整個儲能產業來講未必是好事，因為沒有買單機制，開發商只愿意花更少的錢來解決問題。

　　“這很可能導致，誰家的儲能系統便宜就用誰家的，不管質量的好壞，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”的推廣和執行依然任重道遠。