“风光配储”必须坚持市场化发展 源网荷储一体化提供重要保障

核心阅读：风电、光伏大规模接入电网，在优化电源结构的同时，其波动性和间歇性缺陷给电网带来的影响也日趋放大，电网的调峰、消纳压力巨大。加之对电网弃风弃光率的考核，建议或“强配”储能，成为“解困”的内在逻辑。这表面看来无可厚非，而事实是，无论是调峰还是消纳，都是一个系统性问题。系统性问题必须要用系统化的思维和办法解决，需要充分考量政策的整体性和系统性，兼顾各方权益。这既是贯彻落实新发展理念的应有之义，也是实现风光储可持续发展的必然要求。

截至目前，全国先后有新疆、内蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、辽宁、山西等十几个省（区）发布相关政策，要求或建议新增平价风电、光伏项目配置储能，力促储能在新能源（主要是风、光）发电侧应用。之后，多地以鼓励创新之名迅速跟进，“风光+储能”蔚然成风。

各省政策均对储能配置的装机规模、储能时长等提出明确要求。例如，内蒙古要求光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上；湖北要求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；山东明确储能配置规模按项目装机规模的20%考虑，储能时间为2小时，与项目本体同步分期建设。各地政策各异，但对发电侧的要求大同小异。

“新政”频出，争议四起。其实，风光+储能无论是理论层面还是实践层面，早已为业内外所接受，争议又从何而来？

“风光+储能是人类未来能源的终极解决方案”。作为发展潜力巨大的新产业形态，风光储在能源革命进程中将起到关键作用，在推动新时代能源更高起点、更高层次、更高质量的发展中不可或缺。储能发展到今天，风光配储能早已不是一个需要展开讨论的问题，问题是风光应该如何配储能。意见的对立，既有视角的问题、自身利益的考量，也有政策本身的问题，面对电网企业日趋增大的调峰压力、风光企业攀高的投资成本、储能难得的成长机遇……任何简单的论断都有失公允。

从外部强加的发展

不是真正的发展

总书记指出：“发展社会主义市场经济，既要发挥市场作用，也要发挥政府作用，但市场作用和政府作用的职能是不同的。”政府部门发布的各类规范性文件确实是政府管理中一个很重要的手段，在实施法律法规、落实国家政策、提高行政效率等方面发挥着很重要的作用，这是“更好发挥政府作用”的重要表现。我们应该看到，市场经济本质上就是市场决定资源配置的经济。各类文件的出台应遵循市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用的基本原则，围绕建设更高标准市场体系、实现产权有效激励、要素自由流动、价格反映灵活、竞争公平有序、企业优胜劣汰，在加强和改善供给制度上下功夫，在推进国家治理体系和治理能力现代化上下功夫。也许，梳理清楚这个问题，也就明白了风光配储能政策引发争议的个中缘由。

经济学创新大师约瑟夫·熊彼特在其《经济发展理论》一书中对发展和创新阐述甚详。在他看来，静态的、周而复始的、仅有数量变化而没有创新的“循环流转”不叫创新，也不叫发展，仅仅是经济增长。发展不是从外部强加的，而是内在的，是内部自行发生的变化。在熊彼特看来，“你不管把多大量的驿路马车或邮车连续相加，也绝不可能从中获得一条铁路”。那么，我们能从未来大量风电场、光伏电站中摆放着的一个挨一个的储能电池中获得什么呢？

熊彼特认为，只有创新才能发展，在他看来，所谓创新就是要“建立一种新的生产函数”，即“生产要素的重新组合”，就是要把一种从来没有的关于生产要素和生产条件的“新组合”引进生产体系中去，以实现对生产要素或生产条件的“新组合”。他进一步明确指出“创新”的五种情况，人们将熊彼特这一段话归纳为五个创新：产品创新、技术创新、市场创新、资源配置创新、组织创新。按照这些创新的基本含义，当下的风光配储能政策也只能算是个做法，与创新关系不大。

以某省出台的政策为例，明确储能配置规模按项目装机规模的20%考虑，储能时间为2小时，无非就是把业界已接受的风光储变成了广受诟病的“风光强配储能”，把配置容量、储能时间做了硬性规定而已。这些静态的、数量的变化，无论是与“发展是内在的，是内部自行发生的变化”理论还是与“发挥市场在资源配置中的决定性作用”的要求，都相去甚远。在风光逐步步入平价时代，储能尚未以独立主体进入电力市场的当下，这种疑似“风光强配储能”的模式，非丝非竹，穿新鞋走老路，无论是对于新能源还是储能，都难以带来真正的高质量发展。正如熊彼特所举的例子，去建铁路的是新兴企业家，而不是驿站马车的所有人。简单说，发展就是体系内在的创新，是生产力的质变，或者生产本身的结构提升。显然，“简单粗暴”的一纸行政命令带来暂时的效率或者短暂“繁荣”的同时，已背离了风光配储能的初心。

一体化是实现风光储科学发展的重要保障

党的十八大以来，我国电力工业发展取得了举世瞩目的成就，有力支撑了经济社会发展。尤其是以风光为代表的新能源发展迅速。截至2019年，全国风光装机量已达3.9亿千瓦，位居世界第一。风光配储能的模式也已广泛应用。

风光大规模接入电网，在改善电源结构的同时，其波动性和间歇性的缺陷给电网带来的影响也日趋放大，电网的调峰、消纳压力巨大。加之政府部门对电网弃风弃光率的考核，建议或“强配”储能，成为电网企业“解困”的内在逻辑。这表面看来无可厚非，而事实是，无论是调峰、还是消纳，都是一个系统性问题，系统性的问题必须用系统化的思维和办法来解决，需要充分考量政策的整体性和协同性，兼顾各方权益。反对者并不反对风光配储能政策本身。各地文件的“一刀切”，头疼治头、腿疼治腿的做法与逻辑，缺少系统性整体性的考量才是各方，尤其是发电侧不满意的关键。

目前来看，虽然已有十几个省份出台了风光储的政策，但政策均仅明确了发电侧的责任，对发电侧因此增加的权利却只字未提。对电网侧、需求侧该承担怎样的责任亦是了无一字。即便认为风光等新能源具有波动性的“原罪”，必须自配储能，也应该权利义务对等。比如在早期新疆的光储试点中，明确了配储能的项目可增加100小时基数电量。平价时代的风电光伏项目，看似减少了资源费等非技术成本，却要背上储能的技术成本。正如有评论指出的，“不是原来的配方，还是原来的味道。”以某省为例，2020年该省申报竞价光伏项目共976MW，电网公司要求储能配置规模按项目装机规模20%，储能时间2小时测算，100MW竞价光伏电站将配置40MWh储能，以当前储能系统1.7元/Wh（不含施工）的价格计算，光伏度电成本增加近0.09元。北京领航智库测算，按照某省0.3949元/千瓦时的燃煤标杆电价测算，平价光伏电站按照20%配比投资储能电站，工程造价将增加0.68元/瓦，工程造价增加15%以上。在不考虑储能参与调峰补偿等商业模式前提下，项目内部收益率也将低于8%。按照装机规模20%的配置，一般情况下光伏投资普遍要升高15%至20%左右。

8月27日，由国家发改委、国家能源局组织起草的《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》（以下简称《指导意见》），向社会公开征求意见。此举旨在提升清洁能源利用水平和电力系统运行效率，更好地指导送端电源基地规划开发和源网荷协调互动。“两个一体化”的推出，源于当前电力系统综合效率不高、源网荷等环节协调不够、各类电源互补互济不足等深层次矛盾日益凸显，亟待统筹优化的现实。

《指导意见》在能源转型升级的总体要求和“清洁低碳、安全高效”基本原则框架下，提出“两个一体化”的范畴与内涵，强调统筹协调各类电源开发、提高清洁能源利用效率、适度配置储能设施、充分发挥负荷侧调节能力。在“风光水火储一体化”方面，《指导意见》强调，要因地制宜实现风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充，并适度增加一定比例储能。

在“源网荷储一体化”方面，《指导意见》明确，侧重于围绕负荷需求开展，以储能等先进技术和体制机制创新为支撑，以安全、绿色、高效为目标，创新电力生产和消费模式，为构建源网荷高度融合的新一代电力系统探索发展路径，实现源、网、荷、储的深度协同。

虽然不能寄望于一个文件解决一个行业由来已久的诸多难题，但毫无疑问，一体化的发展思路、治理模式，再加上配套的保障机制，为解决新能源发展存在的现实问题提供了科学指引和正确的发展方向。

市场化是风光储高质量发展的必然选择

市场化的需求是产业发展的核心动力，技术和市场处在供给与需求的两端，而政策机制和资本只是供给和需求对接的中间桥梁。经过20多年实践，我国社会主义市场经济体制已初步建立，市场化程度大幅提高，宏观调控体系更为健全，主客观条件具备，我们应该在完善社会主义市场经济体制上迈出新的步伐。实践证明，经济发展就是要提高资源，尤其是稀缺资源的配置效率，以尽可能少的资源投入生产尽可能多的产品、获得尽可能大的效益。从这个意义上说，用市场化的手段推动风光储的发展，使市场在资源配置中起决定性作用，有利于转变包括储能和以风光为主的可再生能源的发展方式，同时使新兴产业的发展质量更高、更有效率、更加公平、更可持续。

当前，各地出台的风光储政策，一定程度上模糊了政府与市场的边界。作为承受配储压力的风光企业来说，储能配置参数的测算依据在哪里？电网企业是否有权要求新能源企业配套储能？按新能源装机容量比例配置储能的强制性做法是否可行？配套储能的成本是否全部要由新能源开发企业承担？诸多问题当前仍是一笔“糊涂账”。

在没有配套政策和相对成熟的市场机制以及盈利模式的情况下，单纯要求在风光发电侧配置储能，然后简单地由发电企业来承担储能投资成本的做法显然不够合理，亦非市场配置的结果。

《中共中央国务院关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》明确，坚持正确处理政府和市场关系，更加尊重市场经济一般规律，最大限度减少政府对市场资源的直接配置和对微观经济活动的直接干预，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，有效弥补市场失灵。按照目前的政策，新能源企业只是根据规定安装了20%的储能，具体的储能设施标准、释放的时间、充放电能的流失、投资的回报等，既无政策规定，也无保障措施。有测算表明，在具体储能项目上，仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益还很难支撑行业发展，这也是风光企业不愿投资储能的原因。简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值，也不利于储能的健康发展，在加大风光企业投资，造成资源浪费的同时，对储能行业带来的更可能只是一次低层次的跃进。风光储是技术进步，也是新能源可持续发展的内在要求。尽管电网企业不应强制要求新能源企业配储能，但有理由对新能源并网质量提出要求，关键是要建立和完善市场机制，在仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益难以支撑行业发展、简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值的背景下，创新建立商业化模式、坚定不移走市场化的路子更是不二之选。

一是应确立综合治理和投资多重分担的市场模式。风光发电的波动性及其对电网稳定的影响仍然是新能源进一步健康发展的制约因素。利用储能技术快速响应、双向调节、能量缓冲的特性，可以提高新能源系统的调节能力和上网友好性。储能是未来电力系统的必要组成部分，应建立新能源企业与电网企业共同设计储能参与电力市场的方式及盈利模式，为新能源和储能可持续发展创造机会。无论是从市场化角度还是从落实国家能源战略、保障储能的社会效益看，坚持谁投资获益谁来买单、利益相关方共同承担是比较合理的选项。

二是完善配套政策，打造风光配储的多种商业模式。随着电力体制改革的深入推进，新能源配储能商业模式空间正在打开，储能参与各类电力服务的公允价值缺失，成熟机制不足，储能参与电力市场的实施细则更加缺乏，亟需政策给予配套，促进各种市场化模式的成长。如，由于目前电化学储能成本相较抽水蓄能仍然较高，通过辅助服务机制，对参与电网调峰调频的储能设施从政策上予以保障。青海省明确，在电网需要调峰资源的情况下，储能调峰价格暂定0.7元/千瓦时，优先消纳风电、太阳能发电。新疆对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时。

三是以省级统筹为目标，实现统筹规划、集约建设。当前，根据装机容量按比例配储能，家家都上，遍地开花，满地芝麻，不见西瓜，既不经济，也没效率，造成资源能源和投资的浪费。建议以省级统筹为目标，按照分类调整、分级侧重、统筹规划、集约建设的原则，以市场化手段，在集中风光企业按比例配套储能建设资金的基础上，可以吸纳社会资本，在装机容量大、接近负荷中心的风光场站，集中建设较大规模储能电站，既可以从规划层面解决储能设施小而散、“家家起火冒烟”的弊端，也可以做大储能市场主体。随着储能市场规模的扩大，技术成本逐年下降，电改红利不断释放，储能独立主体地位将得到确立和巩固，可直接参与电网级调峰、电力市场调频等辅助服务市场、备电及需求侧响应服务及电力现货市场交易，把储能的应用价值直接在市场中充分体现出来，实现电网、发电、储能、需求侧的多方共赢。

四是完善标准规范，为风光储发展提供技术保障。我国从2010年开始制定电力储能的相关标准。截至目前，电储能相关的国家和行业标准已达31项，其中已发布或报批27项；团体标准约47项，其中已发布或报批29项。针对电化学储能的国家标准有7项、行业标准有2项，目前均已发布。问题在于，国内储能设施的技术参数、标准规范在加快统一和规范的同时，如何才能得到有效推广执行。不能严格有效地遵循技术标准和管理规范，无疑将导致乱象丛生。在当前风光配储能的过程中，个别风光企业就“按照比例”上了一批环保性、经济性、安全性均不够高且充放效率偏低的储能设施无标可依和标准执行的刚性不强是一个重要原因。

五是借鉴国外做法，建立风光配储奖励扶持机制。国外成熟的电力市场，新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等获得收入，新能源侧的储能发展条件优渥。从国际经验来看，英国电力市场比较成熟，独立储能电站既能参与政府的储能采购计划，还有峰谷价差等收益，有些电站的多重收益甚至能有十几种。韩国则为配套储能系统的风电给予额外的可再生能源证书奖励，使得配套储能的风电光伏电站在可再生能源证书计算中的权重远远高于其他不配套储能的电站。

（作者系国家能源局山东监管办公室党组成员，本文仅代表作者个人观点）