國家電網(wǎng)公司近日下發(fā)的《關(guān)于進一步嚴格控制電網(wǎng)投資的通知》（國家電網(wǎng)辦【2019】826號文）（以下簡稱“826號文”）提出，嚴禁擅自擴大投資界面和超標準建設(shè)；嚴禁超過核價投資規(guī)模和范圍安排投資；嚴禁過度追求高可靠性的“錦上添花”項目；不得在投資計劃外安排輸變電資產(chǎn)租賃；不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網(wǎng)側(cè)化學儲能設(shè)施建設(shè)；不再安排抽水蓄能新開工項目；虧損單位不再新增投資。隨后，南方電網(wǎng)公司也正式印發(fā)《優(yōu)化投資和成本管控措施（2019年版）》，明確釋放出“嚴控投資”的信號。電網(wǎng)是當前電力系統(tǒng)的核心，兩大電網(wǎng)公司投資“急剎車”對整個電力行業(yè)，尤其是被嚴格控制投資的相關(guān)領(lǐng)域來講，形成了較大沖擊。本報記者就備受矚目的新能源、抽水蓄能、儲能領(lǐng)域所受影響，進行了采訪。

電網(wǎng)嚴控投資讓新能源皺起眉頭

繼國家電網(wǎng)公司內(nèi)部下發(fā)“826號文”后，日前，南方電網(wǎng)公司也正式印發(fā)《優(yōu)化投資和成本管控措施（2019年版）》。兩大電網(wǎng)公司明確釋放出“嚴控投資”的信號。

在電網(wǎng)側(cè)化學儲能、抽水蓄能等項目被點名叫停的同時，風電、光伏為代表的可再生能源領(lǐng)域也難以置身事外。

新能源接網(wǎng)工程何時回購？

“本來就拖了這么多年，有明確時間要求的時候電網(wǎng)都沒有按時回購?，F(xiàn)在，電網(wǎng)自己都要控制投資了，說明他們自己給自己花錢都受限制了，更何況是掏錢平舊賬、買別人建的線路？反正要求回購的時限已經(jīng)過了一年，‘虱子多了不癢，債多了不愁’。”在電網(wǎng)“嚴控投資”的風向下，有新能源企業(yè)相關(guān)負責人對于接網(wǎng)線路的回購“甚至不抱什么希望了”。

按照國家能源局2018年4月出臺的《關(guān)于減輕可再生能源領(lǐng)域企業(yè)負擔有關(guān)事項的通知》，由可再生能源發(fā)電項目單位建設(shè)的相關(guān)接網(wǎng)等輸配電工程，電網(wǎng)企業(yè)要在2018年底前按協(xié)議或經(jīng)第三方評估確認的投資額完成回購。

國家要求的回購時限早過去近一年，但新能源接網(wǎng)工程的回購不僅未能如期完成，而且進度遲緩，部分電網(wǎng)企業(yè)甚至還未制定基本的回購計劃。

“2013年前后電網(wǎng)公司提出要回購，但是后來就沒有下文了。”中節(jié)能宿遷生物質(zhì)發(fā)電有限公司生產(chǎn)技術(shù)部主任吳以軍告訴記者，公司曾于2006年自建總長約3.3公里的接網(wǎng)線路，總投資約710萬元左右，目前，雖然“2018年底”的時限已過，但電網(wǎng)公司尚未對該線路進行回購。

國家能源局派駐某區(qū)域監(jiān)管機構(gòu)相關(guān)負責人陳某表示，類似的情況并非孤例，其所在省區(qū)目前的接網(wǎng)回購工作推進仍十分緩慢。但陳某也指出，接網(wǎng)線路能否最終進入輸配電價核定的成本范圍或許才是電網(wǎng)是否積極回購的關(guān)鍵。“資產(chǎn)越多，輸配電價可能越高，如果這部分資產(chǎn)可以計入所在省級電網(wǎng)輸配電價核定的成本范圍，那電網(wǎng)應該還是會努力回購的。”

補貼墊付能否繼續(xù)堅持？

除接網(wǎng)工程的回購外，更令業(yè)界擔憂的是，電網(wǎng)對可再生能源度電補貼的墊付是否受影響。

根據(jù)今年9月國家電網(wǎng)公司下發(fā)的《關(guān)于非自然人分布式光伏項目電費結(jié)算方式變更的通知》，自然人分布式項目不再按目錄制管理，項目完成并網(wǎng)發(fā)電即可按電量享受補貼。對于非自然人分布式項目還是進行目錄管理，對象則為2015年2月底前投產(chǎn)并網(wǎng)的項目。為此，按照國網(wǎng)公司要求，對于2015年3月以后投產(chǎn)并網(wǎng)的非自然人分布式項目暫停墊付0.42元/千瓦時的可再生能源補助資金，只結(jié)算標桿電價部分。2015年2月底前投產(chǎn)的非自然人項目不受影響。

換言之，目前戶用光伏發(fā)電項目的補貼電費一直是由電網(wǎng)公司墊付。但據(jù)記者了解，當前部分省區(qū)2018年5月31日以后并網(wǎng)的戶用光伏項目已經(jīng)出現(xiàn)了補貼拖欠情況。一些今年初并網(wǎng)的戶用項目，業(yè)主至今也未收到0.18元的度電補貼。

“2015年10月之前，只要是國家電網(wǎng)轄區(qū)內(nèi)，所有類型的分布式光伏項目補貼都由電網(wǎng)公司墊付。隨著分布式規(guī)模的擴大，到2015年10月，國網(wǎng)公司下發(fā)通知，明確只墊付‘自發(fā)自用、余電上網(wǎng)’類分布式光伏項目，全額上網(wǎng)類的暫不墊付。再到后來只墊付戶用，到現(xiàn)在戶用甚至都不能完全墊付。”北京先見能源咨詢有限公司副總經(jīng)理王淑娟指出，電網(wǎng)企業(yè)對分布式光伏項目補貼的墊付范圍逐步縮減，隨著投資嚴控令的出臺，當?shù)胤诫娋W(wǎng)公司出現(xiàn)虧損，電網(wǎng)企業(yè)恐難有財力墊付每年數(shù)以億計的分布式光伏補貼。

“要讓新能源跟著電網(wǎng)走”

根據(jù)“826號文”，嚴禁擅自擴大投資界面和超標準建設(shè)，嚴禁超過核價投資規(guī)模和范圍安排投資，嚴禁過度追求高可靠性的“錦上添花”項目，杜絕低效無效投資，不得在投資計劃外安排輸變電資產(chǎn)租賃。

哪些項目是“雪中送炭”？又如何界定“錦上添花”呢？

據(jù)知情人透露，目前國網(wǎng)公司已在非公開場合表示，要轉(zhuǎn)變此前電網(wǎng)和新能源發(fā)展之間的關(guān)系。“以前都是電網(wǎng)跟著新能源的節(jié)奏，哪里建了新能源項目，就要配套接網(wǎng)、輸送線路，但是以后要轉(zhuǎn)變這種思路，要讓新能源跟著電網(wǎng)走。”

繼《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》后的又一記重拳

儲能產(chǎn)業(yè)再入寒冬

調(diào)峰調(diào)頻、改善電能質(zhì)量、促進新能源消納、提供緊急功率支撐，儲能在保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行方面發(fā)揮著重要作用。但與之不相稱的是，該產(chǎn)業(yè)目前仍未進入大規(guī)模商用階段。

日前，國網(wǎng)印發(fā)“826號文”，明確指出，在未來一段時間內(nèi)，國網(wǎng)公司“不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網(wǎng)側(cè)電化學儲能設(shè)施建設(shè)，不再安排抽水蓄能新開工項目”，再次引發(fā)業(yè)界對儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展前景的擔憂。

儲能發(fā)展按下暫停鍵

我國儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展曾一路高歌猛進，其中電化學儲能表現(xiàn)最為突出。在政策引導和市場驅(qū)動下，2011—2018年電化學儲能平均增長率約為50%。

中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（CNESA）項目庫統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2018年，我國電化學儲能實現(xiàn)突破性發(fā)展，累計投運規(guī)模1.073GW，是2017年累計投運規(guī)模的2.8倍，首次突破“GW”大關(guān)。

轉(zhuǎn)折出現(xiàn)在2019年，電化學儲能首次按下增長“暫停鍵”。據(jù)CNESA統(tǒng)計，1-9月，我國新增投運電化學儲能裝機規(guī)模僅207.6萬千瓦，同比下降37.4%。

在中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會秘書長劉勇看來，造成電化學儲能進入減速調(diào)整期的原因很多，可以從儲能在各個領(lǐng)域的應用來分析。

一是電網(wǎng)側(cè)儲能。今年5月底，國家發(fā)改委印發(fā)《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，指出“抽水蓄能電站、電儲能設(shè)施不計入輸配電定價成本”；國網(wǎng)上半年工作會上首次明確暫緩電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模儲能建設(shè)；826號文再次以嚴苛的口吻規(guī)定“不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網(wǎng)側(cè)電化學儲能設(shè)施建設(shè)，不再安排抽水蓄能新開工項目”，電網(wǎng)側(cè)儲能發(fā)展快速下滑，投資成本疏導和商業(yè)模式有待探索。

二是電源側(cè)儲能。調(diào)頻輔助服務市場盈利較強，儲能系統(tǒng)集成商和項目開發(fā)商爭相進入，價格戰(zhàn)愈演愈烈。在有限的盈利空間中，儲能調(diào)頻項目的投資回報周期正逐漸延長，部分地區(qū)或正逐步退出調(diào)頻市場。

三是用戶側(cè)儲能。用戶側(cè)儲能單個項目規(guī)模小、布局分散，受市場關(guān)注度相應下降，連續(xù)兩輪一般工商業(yè)電價大幅下降20%，峰谷價差套利空間進一步縮小，導致發(fā)展速度放緩。

“此外，從長期來看，電力系統(tǒng)應用儲能的驅(qū)動力是新能源大規(guī)模應用，但目前國內(nèi)‘新能源+儲能’模式的盈利主要來源于增加的新能源消納收益及降低的棄風棄光考核費用等，缺乏利益分配機制，因此該模式推廣和被接受程度還較低，相關(guān)新能源側(cè)儲能項目仍以示范性質(zhì)為主。”劉勇進一步指出。

這一觀點得到了印證。12月4日，新疆發(fā)改委下發(fā)《關(guān)于取消一批發(fā)電側(cè)光伏儲能聯(lián)合運行試點項目的通知》，決定取消首批光儲示范項目中的31個項目，最終保留的只有5個。據(jù)了解，導致新疆發(fā)改委作出這一決定的主要原因就是“機制一時難以厘清，賬算不過來”。

成本是制約儲能規(guī)模化發(fā)展的關(guān)鍵

“市場因素之外，儲能產(chǎn)品自身的不完善在很大程度上制約了產(chǎn)業(yè)發(fā)展。”劉勇直言。

近年來，雖然電化學儲能技術(shù)在能量密度、轉(zhuǎn)換效率等技術(shù)指標上提升較大，但循環(huán)壽命、容量等級等與實際需求仍然存在差距。“電化學儲能技術(shù)路線眾多，不管是哪一種電池，都各有優(yōu)缺點。比如鉛酸電池壽命短，鋰離子電池安全性問題突出。現(xiàn)在還沒有一種電池能同時滿足容量高、規(guī)模大、成本低、壽命長的要求。”西安交通大學電氣工程學院教授、國家能源重點實驗室常務副主任宋政湘表示。

同時，電力系統(tǒng)的不同應用環(huán)節(jié)對儲能裝置的要求也不同，技術(shù)特性的局限決定了某一類儲能技術(shù)只適用于特定應用場景。電化學儲能持續(xù)放電時間相對較長，能量轉(zhuǎn)化效率相對較高，充放電轉(zhuǎn)換較為靈活，更適用于削峰填谷、改善電能質(zhì)量、提供緊急功率支撐等場景。劉勇指出，通過組合配置不同儲能技術(shù)，可實現(xiàn)不同儲能功能的互補優(yōu)化，更全面地滿足系統(tǒng)需求。

經(jīng)濟性方面，盡管價格呈逐年下降趨勢，但電化學儲能成本仍然偏高。中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，當前我國電化學儲能電站度電成本為0.6-0.8元/ kWh，而抽水蓄能電站度電成本僅為0.21-0.25元/ kWh。“成本是決定儲能技術(shù)應用和產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)模的重要參數(shù)。儲能電站全生命周期成本分為安裝成本和運行成本，安裝成本主要包括儲能系統(tǒng)成本、功率轉(zhuǎn)換成本和土建成本，運行成本則包括運維成本、回收殘值和其他附加成本。除了這些，還有融資成本、項目管理費等附加費用。因此，成本偏高成為制約儲能規(guī)?；l(fā)展的關(guān)鍵所在。”劉勇說。

此外，近期國外儲能項目安全事故頻發(fā)，引發(fā)了各方對儲能電站安全性的擔憂，目前仍存在電池熱失控、電池管理系統(tǒng)（BMS）失效、消防標準不明確和安全責任主體不清等風險。

以發(fā)展目光看待儲能未來發(fā)展

“不可否認，對我國儲能發(fā)展而言，826號文是繼《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》后的又一記重拳，但回歸理性依然是儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的主旨，我們還應該以發(fā)展的眼光、長遠的格局看待未來儲能的發(fā)展。”日前，在中國能源研究會年會儲能分論壇上，與會專家表示。

中國電力科學研究院來小康認為， 826號文只是企業(yè)從自身經(jīng)營的角度出發(fā)，根據(jù)經(jīng)營狀態(tài)做出的階段性經(jīng)營策略，雖然對儲能行業(yè)會產(chǎn)生一定影響，但從長遠發(fā)展角度上看，未必會影響儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。

國家能源局科技裝備司副司長劉亞芳指出，儲能對于中國能源轉(zhuǎn)型具有戰(zhàn)略意義，儲能的多重價值需要通過改革創(chuàng)新來發(fā)現(xiàn)。國家能源局正在會同有關(guān)部門大力推動各項政策措施落實，抓緊出臺儲能標準化工作實施方案，積極籌備開展儲能項目示范工作。

儲能的價值最終要在電力市場中體現(xiàn)，需要完備的市場機制作支撐。劉勇表示，我國儲能產(chǎn)業(yè)政策體系整體上仍有待完善：一是相較國外儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)達國家，落地性財稅、資金支持政策仍然缺位，如何通過財稅手段促進產(chǎn)業(yè)關(guān)鍵技術(shù)研發(fā)和裝備制造水平提升尚缺乏具體細則；二是電力市場環(huán)境尚不成熟，雖然調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務市場建設(shè)進度加快，但相關(guān)服務價格并非基于市場化定價，支持政策和市場規(guī)則存在不確定性。

業(yè)內(nèi)人士一致認為，隨著能源轉(zhuǎn)型持續(xù)深化和儲能技術(shù)不斷成熟、成本不斷下降，儲能規(guī)模將繼續(xù)保持增長，在這個過程中會有很多挑戰(zhàn)，需要從市場機制、商業(yè)模式、儲能技術(shù)等方面持續(xù)努力。