湖南风电项目被要求配20%储能 如何落地？
记者独家获悉，近日，国网湖南省电力有限公司发展部下发《关于做好储能项目站址初选工作的通知》（下称《通知》）。
《通知》中明确，经多方协调,已获得28家企业承诺配套新能源项目总计建设388.6 MW/777.2MWh储能设备,与风电项目同步投产，配置比例为20%左右。
这意味着又有一个省份的风电项目被强配储能设备，且配置比例与此前的安徽省一致。
这则《通知》同样备受争议。对于已陷入低谷的储能行业而言，这或许是个积极信号，但一笔复杂的经济账却足以让风电开发商们陷入进退两难的尴尬境地。
风电项目被强制配储能带来的额外成本不是一笔小数目。按照1MWh的费用为200万元计算，《通知》中所述配套储能设备所需额外支持费用约为15.5亿元。
湖南作为在国内风电技术领域具有独特优势的省份，多年来一直非常重视风电发展。截至2019年底，全省累计建成并网风电项目装机容量427万千瓦，在非水可再生能源中占比最高。
未来，湖南的风电比例还将进一步增加。根据国网湖南经研院发布的数据，预计到2021年，全省风电装机规模将达800万千瓦。届时，风电配套储能的规模将继续增大，其所带来的额外支出亦随之增加。
值得注意的是，此次《通知》中并未提及如何有效回收成本，是否有具体的鼓励措施，但可以确定的是这笔费用由风电开发企业来承担。
对这些企业来说，这并不是一个好的信号。
争议不断
《通知》下储能项目清单中所提到的28家企业，既有三峡新能源、华能、国电投这样的央企，亦有广东风电这样的其他省份企业，以及湖南当地的风电开发公司。
而储能电站一律采用磷酸锂电池。
毋庸置疑，湖南期待着通过配备储能解决相对严峻的风电消纳形势。
3月20日，湖南发改委发布《关于发布全省2020-2021年度新能源消纳预警结果的通知》，经对2020-2021年度全省各区域新能源消纳能力测算，形成以县为单位的风电和光伏发电消纳预警等级分类结果。
预警结果显示，全省风电消纳形势相对严峻，尤其在南部、西南部存在较大消纳压力，被划分为红色预警区域，其他地区为橙色或黄色区域，无绿色区域。
按照国家电网此前的承诺，2020年新能源弃电量设定的目标为风电弃电率不超过5%、无弃光。
湖南省虽然已在2019年以风电弃电率1.80%，暂无弃光现象，提前达标。但面对电网接入资源的日趋紧张和常规能源的竞争，电网公司在风电新项目审批上顾虑重重。
在上述预警结果中被列为风电红色预警区域的14个地区，已暂停项目核准。
实际上，对于风电以及整个新能源产业而言，储能都是公认的解决间歇性及波动性，促进当地消纳，避免出现弃电率的最佳手段。
尽管如此，风电被强制要求配置储能依然在业内引发激烈讨论。
争论的焦点不是风电是否该配储能，而是配套储能的钱该不该由风电开发企业承担，强制配储能的执行细节如何确定等现实问题。
“风电配储能天经地义，不仅是风电，所有新能源都该配储能。为什么要配储能？是为了系统平衡，其他电厂都很稳定，就新能源波动性大，你自己不配谁配？”一位在电力系统工作多年的业内人士对能见说。
对此，新能源企业有不同意见。
它们认为，目前在电价整体下降和平价上网的趋势下，新能源的盈利空间本来就很有限，加上补贴拖欠严重，企业早就不堪重负，如今再要求配储能，简直是雪上加霜。
另一种观点得到更多赞同。这种观点认为，应在以前高补贴时代实施强配储能，用两年时间可把产业带动起来。
“新能源企业不能只看自己碗里的那点‘肉’，既想革火电的命，又想让火电来调峰调频为自己服务，这本身就是悖论。”该观点认为。
处于此次舆论中心的湖南风电企业则寄希望于出台相关鼓励政策。
在前几天举行的湖南省第三届风电研讨会上，与会企业代表一致认为目前湖南各风电企业弃风限电形势严峻，继续下去，企业发展将举步维艰。
在被要求配套20%的储能承诺后，风电投资成本进一步增高，已经很难满足投资收益率的要求，严重挫伤风电企业的投资积极性，呼吁政府尽快出台相关储能支持政策。
相比而言，储能相关从业者更关心这一文件是否能够顺利执行。
他们觉得：“储能要想像光伏、风电一样快速发展，需要国家的补贴政策扶持。湖南如果要强推储能，必须拿出相应的补贴机制、奖励机制。否则很难落地执行。”
落地难题
政策落地恰恰是储能从业者最关心的问题，他们的担心有前车之鉴。
据了解，目前已有青海、新疆、山东、内蒙、安徽、江西等省曾经或正在制定鼓励/强制新能源配置储能的相关政策与文件。但这些政策大多在执行过程中屡受挫折，难以落地。
第一个开始尝试推行新能源配储能的是青海省。
2017年，青海省发改委印发《青海省2017年度风电开发建设方案》，明确提出其当年规划的330万千瓦风电项目，要按照建设规模的10%配套建设储电装置。
此《方案》一经发布，立即引发行业巨震。业内专家和企业纷纷提出异议。
风能专业委员会秘书长秦海岩不惜发文批驳，“五追问”青海可再生能源搭配10%储能为哪般？
秦海岩认为，以当时电网的管理和技术水平，并不需要以配套储能的方式解决限电，更不应以此为由将配套储能的成本转嫁给开发企业。
甚至，他还质疑青海这一地方规定与中国《可再生能源法》相冲突。
多方压力之下，《方案》中提出的配套储能建设要求又被撤销，并未真正推行过。
相比青海政策的“夭折”，新疆的相关政策显然更接近落地。
2019年2月，新疆发改委下发《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》，鼓励光伏电站合理配置储能系统，配置比例与此次湖南一样，按照光伏电站装机容量20%配置。
其中，文件中还特别指出，配置储能电站的光伏项目，原则上增加100小时计划电量。
这本是为了鼓励和增加投资企业收益的有力举措，然而围绕着增加的100小时却存在两种不同理解，且这两种方案导致的收益从几十万到几百万差距甚大。
业内普遍认为，新疆后来于当年12月突然叫停新能源发电侧储能项目，只保留了5个试点的举动，或许很大原因是按照低收益的理解执行，虽然收入会有所增加，但力度却大打折扣。
在新疆之后，能源大省山东也展开了积极探索。
2019年9月，山东省能源局下发《关于做好我省平价上网项目电网接入工作的通知》，鼓励较大规模的集中式光伏电站自主配备适当比例的储能设施。
彼时，有开发企业向媒体透露，虽然文件中是“鼓励”，但电网在给业主的接入消纳批复文件里则明确提出要求配置储能系统。
一位熟知电力系统的资深人士为能见分析称，“山东能源局虽然没有要求必须配储能，但是电网要求了就必须得配，因为你不配储能就不让你并网，这直接‘掐住’了发电企业的命脉。相对而言，发电企业对执行政府文件不太热衷。”
而后，电网方面虽然进行了澄清，但同时也明确表示对如何鼓励和引导企业配备储能装置，并无明确举措，这导致山东鼓励配储能的政策暂时“搁浅”。
其实，无论是青海的“夭折”，新疆的“叫停”还是山东的“搁浅”，归根结底还是缺乏成熟的市场机制。
中国电力工程顾问集团华东电力设计院智慧能源研究室主任吴俊宏曾在接受媒体采访时表示，虽然储能的应用对于可再生能源电站的性能优化和安全运行大有助益，但如果缺乏合理的机制和明确的投资回收逻辑，可再生能源发电侧储能的推行必定困难重重。
如今，在没有确定如何有效回收成本，没有相应具体鼓励措施的情况下，安徽、湖南等省强推储能，让风电开发企业买单，这亦让一位储能从业人士感到担忧。
在他看来，强配对整个储能产业来讲未必是好事，因为没有买单机制，开发商只愿意花更少的钱来解决问题。
“这很可能导致，谁家的储能系统便宜就用谁家的，不管质量的好坏，甚至演变成单纯的价格竞争，最后很可能将是一堆‘破铜烂铁’堆在那里”。他说。
若缺乏合理的机制和明确的投资回收渠道，“新能源+储能”的推广和执行依然任重道远。
