要求非水可再生能源发电配额储能，有违法之嫌

　　6 月 8 日，湖北省能源局发布《关于开展2020 年评价风电和评价光伏发电项目竞争配置工作的通知》，明确提出，优先支持风光储一体化。对拟接入同一变电站或同一消纳台区的多个风电和光伏发电项目，优先选取风储、风光互补项目。风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的 10%，且必须与风电项目同时建成投产，以满足储能要求。

　　据不完全统计，截至目前，已经有山东、新疆、青海、安徽等超 10 个省市区相关部门或电网公司发布了同类通知或文件。可再生能源电站配置储能正成为地方推行可再生能源项目的标配。这些“通知”或者“文件”表面上是为了促进非水可再生能源消纳的努力，而实际上却是在行违法之实。

　　可再生能源优先发展遇尴尬

　　《中华人民共和国可再生能源法》（以下简称《可再生能源法》）于 2005 年颁布、2009 年修订，该法对优先发展、鼓励支持可再生能源提出了很多明确且具体的要求。其目的在于， 通过制定可再生能源开发利用总量目标和采取相应措施，推动可再生能源市场的建立和发展。

　　《可再生能源法》明确规定，电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。国家鼓励各种所有制经济主体参与可再生能源的开发利用，依法保护可再生能源开发利用者的合法权益。

　　值得关注的是，2019 年 5 月国家能源局正式印发《关于建立健全可再生能源消纳保障机制的通知》，以《可再生能源法》为依据，提出建立健全可再生能源电力消纳保障机制，核心是确定各省级区域的可再生能源电量在电力消费中的占比目标，即“可再生能源电力消纳责任权重”。其目的是促使各省级区域优先消纳可再生能源，加快解决弃水弃风弃光问题， 同时促使各类市场主体公平承担消纳责任，形成可再生能源电力消费引领的长效发展机制。2020 年 4 月 10 日，国家能源局就《中华人民共和国能源法 ( 征求意见稿 )》公开征求意见。再次强调了“国家调整和优化能源产业结构和消费结构，优先发展可再生能源”的决心。其中，第四十五条〔可再生能源消纳保障制度〕国家建立可再生能源电力消纳保障制度，规定各省、自治区、直辖市社会用电量中消纳可再生能源发电量的最低比重指标。供电、售电企业以及参与市场化交易的电力用户应当完成所在区域最低比重指标。未完成消纳可再生能源发电量最低比重的市场主体，可以通过市场化交易方式向超额完成的市场主体购买额度履行义务。

　　由此可见，湖北等省市区相关部门或电网公司要求非水可再生能源电站配额储能，有违《可再生能源法》及一系列国家可再生能源产业政策精神。

　　靠配置储能解决非水可再生能源消纳的“假象”

　　非水可再生能源发电产业对《可再生能源法》印象最深的就是优先发展、全额收购和电价补贴，是我国可再生能源发电产业快速发展的核心动力。

　　风力、光伏等非水可再生能源发电产业的快速发展，也带来产业之“忧”——弃风弃光， 消纳成了阻碍可再生能发电产业发展的关键问题，《关于建立健全可再生能源消纳保障机制的通知》为此而发。

　　从《中华人民共和国能源法 ( 征求意见稿)》相关条款来看，可再生能源消纳保障制度将成为《中华人民共和国能源法》的法律条款。

　　以部门政策将配置储能作为可再生能源电站立项并网的竞争性条款（甚至有地方政府要求配额比例达到 40%），与设置市场要素（如电价）竞争性条款的性质不同，此政策与法律及上位产业政策冲突，对具体的非水可再生能源电站项目而言，就是限制。

　　《可再生能源法》颁布后，就曾经要求常规发电企业必须按其发电装机规模配额相应比例的可再生能源电站，其用意就是鼓励可再生能源发电而限制传统发电。如今超过 10 个省市将配额储能作为非水可再生能源发电项目的竞争性条款，同样可以解读为“限制”非水可再生能源发电产业的发展。如果再任性一点， 要求非水可再生能源电站配额储能的比例达到80% 以上，令人头痛的可再生能源消纳问题就可以真正解决了吗？

　　笔者认为，配置储能电站只会增加可再生能源电站的发电成本，制度性地削弱可再生能源电站市场竞争力。

　　当前，我国风力发电、光伏发电已经进入平价上网阶段，上网电价已经回落，其中风电最低上网电价降至 0.29 元 / 千瓦时，光伏发电降至 0.2277 元 / 千瓦时，它们在一定程度上展现出了竞争力。可以说，风力发电、光伏发电在经历了断补这种“成长的烦恼”后，正走向成年。

　　从目前电池储能行情看，以 100 兆瓦非水可再生能源电站按 20% 比例配置，其度电成本将增加 15.7%；按 40% 比例配置，其度电成本将增加 31.5%（估算）。

　　因此，配额电池储能电站实质上是“削弱” 非水可再生能源市场竞争力的措施，这违背了支持可再生能源优先发展的国家法律和政策。

　　鼓励建设售（用）电侧储能电站一举多得

　　所有产业政策都要求源、网、荷三方共担电力系统调节义务，包括可再生能源发电在内的发电侧都有调节的义务，但要求可再生能源电站配额储能，而对电网、售用电环节无法提出同等强制性的约束，会导致发电企业成为电力系统调节和消纳的责任义务主体，可再生能源发电企业则是最直接、最大责任义务主体。如果可再生能源电站配额储能成为常态，且无节制地提高配额比例，非水可再生能源发电企业最终会成为自我消纳的责任主体，会制度性地削弱非水可再生能源发电的市场竞争力，进而影响非水可再生能源发电的优先发展地位。这与现行法律政策相悖。

　　将调节义务（配额的储能项目）与非水可再生能源电站的立项并网分开考虑，效果如何呢？不将配额储能项目与非水可再生能源电站捆绑，允许其按照相同规模和相同进度建在负荷中心（售用电侧），则可实现在保证其调节义务不变的基础上，规避现行配额政策违背法律政策的嫌疑，既保证了非水可再生能源优先发展的权力，也能落实非水可再生能源发电企业的调节义务。最关键的是，用电侧储能较发电侧储能具有诸多优势：

　　第一，用电侧储能的充、放电逻辑与电能输送通道的闲、忙周期互补，充电一般是系统供大于求、输送通道空闲时，将远端发电侧的多余电能储存起来，而放电是系统供不应求、输送通道拥堵时，就近放电供给需求可减缓拥堵。发电侧储能则正好想反。

　　第二，同样的电功率布置在电源侧的安全稳定效能，不如负荷侧，负荷侧储能项目可置换的效益更大、更直接。

　　第三，发电侧储能的收益单一，只有电力市场辅助服务一个通道，收益欠佳。用电侧储能理论上可以享受包括峰谷差电价在内的所有产业政策。

　　（作者郭云高 系中国电力技术市场协会储能设备技术专委会秘书长 , 本文仅代表作者个人观点 ）

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