发电侧配储能：权利不明 义务先行

3060目标下，新能源从壁龛走向主力，加强调峰调频能力建设是必然需求。无论从投资经济性、电网安全性、调度便利性的角度出发，电网侧储能都是更为明智的选择。但从目前公布的全国和各省开发建设方案来看，储能义务集中在了发电侧。而且责任主体不仅局限在新增项目当中，还在明确地向存量项目蔓延。发电侧并非不能配储能。但首先应该思考的是，配储能的目的是什么？投资人的权利义务是否对等？

连升三级发电侧配储能的首次提出是在2019年7月，新疆发改委、国家能源局新疆监管办发布了《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，表示在南疆四地州开展光伏储能联合运行试点项目。作为回报，试点光伏电站于2020年起5年内每年增加100小时优先发电电量。此后，西藏等地也出台了类似政策。2020年，各省在新增平价项目申报中纷纷提到优先、鼓励配储能的期许，尚未到一刀切的程度。而且由于市场呼声强烈，去年下半年开始，已经存在储能回归电网侧的政策预期。但从结果来看，储能回归电网侧的预期已然落空。在目前全国和各地2021年开发建设方案当中，发电侧配储能的条款都成为标配。

逐级加码

根据国家能源局发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，2021年新增项目将分成保障性并网和市场化并网两种。

其中，保障性并网项目是指各地落实非水电消纳责任权重所必需的新增装机，没有必须配置储能的要求。针对超出保障性消纳规模仍有意愿并网的市场化并网项目，则要求通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式，在落实抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等新增并网消纳条件后，再由电网企业保障并网。

此后，各省公布的开发建设方案在此基础上做了进一步演绎。

一是不区分并网方式，全部新增项目均要求配置储能或调峰能力；二是罢黜了多种储能形式和外购调峰服务的选择权，浓缩为发电侧按照不低于电网测算调峰需求、自配电化学储能这一条出路。

在强调储能配置比例不低于10-20%之外，部分省份还提出了进一步的严苛要求：如储能设备寿命不低于20年（湖北）；系统容量10年衰减率不超过20%（陕西）；以光伏+储能项目申报的新增项目，储能设施建成前光伏电站本体不予并网（江西）；已投产的风电、光伏发电项目应在投产一年内配套储能（贵州）。

冷观储能热潮

发电侧配储能可以起到哪些作用？核心应该是两条：对内，提升电能质量；对外，降低限电风险。

但实际上，储能并不是解决这两个问题的最佳答案和唯一选择。

首先，储能只可以能量时移，并未创造新增需求。在短期电力供过于求、电能替代尚需时日转化的情况下，促进新能源消纳的途径还可以包括向负荷侧疏导调峰费用、构建灵活负荷；电网侧构建以新能源为主体的网架结构和调度系统；发电侧降低新增火电投资、加速老旧机组退役、提高灵活性改造比例和深度等多种渠道。

第二，适度限电并非不可承受。如果说供过于求的形势在短期内难以改善，局部地区、部分时间出现限电在所难免，对发电侧来说是否必须要自配储能？从投资角度出发，如果经营期限电会导致收益率下降0.5%、而建设期配置储能会导致项目IRR下降0.5%或更高，那么为什么投资人不能选择主动限电而必须被动储能？在电力体制改革深化推进的进程中，辅助服务市场将会逐步完善，为什么投资人不能选择未来外购辅助服务、而必须现在建立长期来看必然冗余的调峰能力？

第三，配置储能的权利义务明显不对等。回顾最早期的新疆项目试点政策，增加储能后会有保障小时数增加的回报，但纵观当前各地的政策描述，强配储能后的权利只字未提，比如，没有做出新增平价项目能够签署连续20年PPA的承诺、没有配储能项目必然不限电、储能设备会被按照要求逐日调用、不再需要分摊调峰费的承诺。

长期以来，风电光伏项目都被视为具有波动原罪。3060目标之下，公平对待电力市场主体、制定放眼长期、权利义务对等的政策，才是促进行业发展、吸引社会投资的营商之道。