國網湖南省電力有限公司日前下發的《關于做好儲能項目站址初選工作的通知》顯示，為解決新能源消納問題，經多方協商，目前湖南省28家企業已承諾為新能源項目配套建設儲能設備，規模總計388.6MW/777.2MWh，這相當于2019年我國全年新增電化學儲能總規模的75%。據記者了解，這些配套儲能項目將與新能源發電項目同步投產。

“新能源+儲能”利于應對新能源發電的波動性、隨機性等致命缺點，從而有力促進電力消納，被認為是新能源未來發展的“標配模式”。在此之前，青海、新疆、山東等地都有過類似嘗試。但無論是針對風電場還是集中式光伏電站，無論是強制要求還是適當獎勵，在政策落地和后續執行上，先行先試的幾個省份均遇到一定阻力，效果并不理想，有的甚至被迫叫停。前車之鑒猶在，湖南為何急于再度嘗試？“新能源+儲能”到底難在哪？

根據國家能源局統計數據，2019年，湖南全省棄風率為1.8%，尚未到達5%的紅線。在此形勢下，湖南為何要求新能源開發企業“承諾”配置儲能呢？

“湖南電網這么著急，就是因為企業考核有了新方式，即‘非水可再生能源消納’指標考核。湖南是水電大省，水電便宜，電網肯定更愿意要水電。但現在要考核‘非水可再生能源消納’，電網壓力是很大的。”湖南某風電開發企業知情人士告訴記者。

根據去年5月國家發改委、國家能源局聯合發布的《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，電網企業是承擔消納責任的第一類市場主體，需承擔與其年售電量相對應的消納量。根據具體指標，湖南省的“非水可再生能源消納”比重將從2018年的9%提升到2020年的13%。湖南電網將負責其經營區消納責任權重實施的組織工作。

但湖南省的風電消納形勢并不樂觀。今年3月，湖南省發改委發布《關于發布全省2020-2021年度新能源消納預警結果的通知》。預警結果顯示，全省風電消納形勢相對嚴峻，尤其是在湖南南部、西南部存在較大消納壓力，被劃分為紅色預警區域，其他地區為橙色或黃色區域，全省范圍內已無綠色區域。

雖供職于發電企業，上述知情人士也表示在一定程度上能夠理解電網面臨的壓力：“能源主管部門要考核電網消納指標，但是又不明確具體的鼓勵政策，逼得電網只能去逼發電企業，進而把電網和發電綁在一起，給主管部門施壓。”

據上述知情人士透露，在《通知》醞釀出臺的過程中，國網湖南電力公司曾就此事組織當地能源主管部門和相關企業召開過一次專題會議，針對政策落地過程中的具體細節進行討論。“為什么《通知》已經出來快1個月了，能源主管部門還是什么都不說？大家現在應該還在膠著中，還屬于在桌子底下你踢我一腳、我踩你一下的狀態，很多東西根本定不下來。”

既然“定不下來”，為何發電企業卻給出了“承諾”？

“電網現在發這樣一則《通知》，我既不能跟你說‘我承諾了’，也不能說‘沒承諾’，我沒法回答。但我可以告訴你，沒有什么實質性的東西，也沒有出具過書面承諾文件。至于設備選型、相應手續辦理等工作，至少我們項目還沒有著手考慮。”上述知情人士坦言，“在項目并網上，我們是有求于電網的，如果現在我們不‘承諾’，項目后期并不上網怎么辦？明年風電要全面平價上網，如果項目今年不能按期并網，那么電價就沒有任何保證了，所以在現在這個時間節點上，我們必須‘承諾’。”

“其實，要求新能源配儲能并不是什么新鮮事，好多省份都提過。為什么后來大家普遍推行不順利？其實都卡在了同一個問題——配可以，錢誰出？”國家電網能源研究院能源戰略與規劃研究所研究員閆曉卿把“新能源+儲能”的核心難題歸結為資金來源。

據記者了解，電網企業此前也有嘗試，但因投資回報不理想而陷入虧損。事實上，在湖南長沙就建有國網系統最大規模的電網側儲能電站，電站總規模120MW/240MWh，一期建設規模為60MW/120MWh，一期投資便已超4億元。據國網湖南電力公司經濟技術研究院測算，基于當前湖南省的峰谷電價政策和目前的電池技術，該電池儲能電站在全壽命周期內仍處于微虧狀態。

“此前，電網側儲能確實‘火’了一小段時間。但隨著去年5月印發的《輸配電定價成本監審辦法》提出，電儲能設施成本與電網企業輸配電業務無關，不能計入輸配電成本核算，電網側儲能的熱度一下就降下來了。”閆曉卿說。

國家發改委能源研究所原研究員王斯成直言：“電網側儲能如果采用化學電源，現在的經濟性很差，而且10年內可能也不會有很大發展。”

在經濟性不佳、盈利模式尚不明確的情況下，電網側儲能已經踩下“剎車”。去年12月，國家電網發布《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》，明確要求不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設。

“電網因虧損不再建了，就讓我們發電企業建，憑什么？我們也是實實在在的投資啊。現在風電企業一再提平價上網，利潤已經很低。再配儲能，這項目還能不能干了？”談起發電側儲能的建設，有新能源開發企業負責人甚是不解。

王斯成也表示：“沒有合理的利潤空間，企業為什么要裝？強制新能源發電企業配儲能肯定是不對的。”

“誰出錢的問題到底能不能定？歸誰定？如果這些問題沒有結論，‘新能源+儲能’就很難推行下去。”閆曉卿說，“尤其是在當前全國降電價的大背景下，已不可能通過漲電價去疏導儲能建設的成本，這都導致了推廣困難。”

據一位已“承諾”建設儲能項目的新能源開發企業負責人介紹，國網湖南電力公司有意通過輔助服務的形式對儲能項目進行補貼，但相關方案至今尚未出臺。

閆曉卿還提出，要適當調整思路，正確認識“棄風”“棄光”問題及相應的消納手段。“電力系統本來就是動態的，為什么不能‘棄風’‘棄光’呢？現在好像有點‘棄電’就跟犯罪一樣，其實并不是這樣的。新能源發電的過程中，可能最尖峰的時段只有很短一段時間，為了平衡這個尖峰去建個調峰機組或者配個儲能電站，并不見得就多經濟。有時候把這部分電棄掉可能比花大力氣消納掉要劃算。當然，這還要根據各種具體參數進行復雜的測算才能最終下結論，但我們要有這種意識，轉變此前的觀念。”

對于儲能電站的建設，多位受訪專家均提出，要激活企業的投資積極性，必須依靠市場化、商業化的手段。其中，王斯成表示：“當前，迫切需要的是建立合理的分時電價政策，讓尖峰、低谷等不同時間電價不再相同，而且要配套完善的電力市場化交易體系，這樣儲能才有商業化投資的意義，企業才有利潤空間，‘新能源+儲能’的發展也才有持久的內生動力。”

另外，記者已就新能源項目配套建設儲能設施一事向國網湖南電力公司發去采訪函，但截至記者發稿，仍未收到對方回復。

評論：強扭的瓜甜不起來

湖南要求新能源項目配套建設儲能設施一事，日前在行業內成為熱點話題。事實上，湖南并非第一個吃螃蟹的。青海、新疆、山東等地此前均出臺過類似舉措，且態度更為強硬，但最終紛紛因推行遇阻而陷入僵局，甚至被迫廢止。另外，目前關于新能源項目配套建設儲能的必要性，行業內仍然存在較大爭議，莫衷一是。在此背景下，湖南再次闖關“新能源+儲能”，對于探索這一模式的現實可行性和必要性都具有重要意義。

新能源作為我國戰略性新興產業，近年來實現了跨越式發展，但始終深受“棄電”問題困擾。儲能猶如“充電寶”，能實現電力的充放自如，理論上能夠很好地對沖新能源電力的波動性、隨機性，助力解決“棄電”頑疾。因此，二者的結合，被業界普遍視為未來新能源行業發展的“標配模式”。但事與愿違，新能源大省（區）青海、山東、新疆等地的推廣工作先后陷入僵局，一度給這一模式潑了數盆冷水。

就湖南新能源行業發展實際來看，湖南此次“逆勢”推廣，有其合理成分。一方面，湖南新能源“棄電”壓力有劇增之勢。雖然當前湖南新能源棄電率并不高，其中棄風率還不到2%，低于5%的國家“紅線”，但其最新發布的“消納預警”結果已發生扭轉——全省風電已無“綠色”區域，風電消納形勢趨于嚴峻。另一方面，湖南非水可再生能源消納指標從2018年的9%驟升至今年的13%，也成為其選擇“新能源+儲能”模式的重要理由。因為建設新項目生產更多“綠電”和利用儲能設施消納更多“棄電”，對配額的完成都至關重要。尤其值得一提的是，根據國家相關政策規定，指標考核壓力最終會落到湖南電網身上，這就促成了其與28家風電企業間“新能源+儲能”捆綁協議的達成。

但近一個月過去了，推廣工作并不順利。“跟電網并未承諾實質性內容”“項目還沒有著手考慮建設儲能”“地方主管部門始終一聲不吭”等消息的一再傳出，以及“電網自己不建儲能，憑什么讓發電企業建”“強迫電站建儲能絕對不合理”等質疑聲的不斷響起，都折射出“新能源+儲能”推廣之難。

梳理整件事情原委和各方利益訴求不難發現，“新能源+儲能”之所以在各地推廣乏力，原因并不在于模式本身是否存在技術不合理，也不在于是由電網企業還是由當地能源主管部門主導，投資回報機制缺失才是癥結所在。

具體來講，企業作為經濟活動主體，核心關注點是儲能項目的投資回報預期。如果“充電寶”里的電力、電量能賣出高價，企業就有建設儲能的積極性；反之，如果價格無法保證投資成本回收，那建設儲能就是一筆虧本買賣，企業自然沒有積極性。目前湖南相關發電企業的主要疑慮，正是至今仍不明朗的電價等投資回報機制。談起收益兩眼一抹黑，投建儲能的積極性自然高不起來。換言之，電價等回報機制能否跟得上，將直接關系著企業的錢袋子，也決定著“新能源+儲能”模式的廢立。

在此背景下，湖南要求新能源項目配建儲能，并不只是一項促進新能源電力消納、完成非水可再生配額任務的技術路線選擇，更是一場發生在新能源和儲能領域內的電力體制機制改革。而這一改革的推行，不僅取決于湖南電網和28家電源企業之間的協議，更有賴于當地能源主管部門的積極引導和參與。