風電、光伏大規模接入電網，在優化電源結構的同時，其波動性和間歇性缺陷給電網帶來的影響也日趨放大，電網的調峰、消納壓力巨大。加之對電網棄風棄光率的考核，建議或“強配”儲能，成為“解困”的內在邏輯。這表面看來無可厚非，而事實是，無論是調峰還是消納，都是一個系統性問題。系統性問題必須要用系統化的思維和辦法解決，需要充分考量政策的整體性和系統性，兼顧各方權益。這既是貫徹落實新發展理念的應有之義，也是實現風光儲可持續發展的必然要求。

截至目前，全國先后有新疆、內蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、遼寧、山西等十幾個省（區）發布相關政策，要求或建議新增平價風電、光伏項目配置儲能，力促儲能在新能源（主要是風、光）發電側應用。之后，多地以鼓勵創新之名迅速跟進，“風光+儲能”蔚然成風。

各省政策均對儲能配置的裝機規模、儲能時長等提出明確要求。例如，內蒙古要求光伏電站儲能容量不低于5%、儲能時長在1小時以上；湖北要求風儲項目配備的儲能容量不得低于風電項目配置容量的10%，且必須與風電項目同時建成投產；山東明確儲能配置規模按項目裝機規模的20%考慮，儲能時間為2小時，與項目本體同步分期建設。各地政策各異，但對發電側的要求大同小異。

“新政”頻出，爭議四起。其實，風光+儲能無論是理論層面還是實踐層面，早已為業內外所接受，爭議又從何而來？

“風光+儲能是人類未來能源的終極解決方案”。作為發展潛力巨大的新產業形態，風光儲在能源革命進程中將起到關鍵作用，在推動新時代能源更高起點、更高層次、更高質量的發展中不可或缺。儲能發展到今天，風光配儲能早已不是一個需要展開討論的問題，問題是風光應該如何配儲能。意見的對立，既有視角的問題、自身利益的考量，也有政策本身的問題，面對電網企業日趨增大的調峰壓力、風光企業攀高的投資成本、儲能難得的成長機遇……任何簡單的論斷都有失公允。

從外部強加的發展不是真正的發展

總書記指出：“發展社會主義市場經濟，既要發揮市場作用，也要發揮政府作用，但市場作用和政府作用的職能是不同的。”政府部門發布的各類規范性文件確實是政府管理中一個很重要的手段，在實施法律法規、落實國家政策、提高行政效率等方面發揮著很重要的作用，這是“更好發揮政府作用”的重要表現。我們應該看到，市場經濟本質上就是市場決定資源配置的經濟。各類文件的出臺應遵循市場在資源配置中起決定性作用和更好發揮政府作用的基本原則，圍繞建設更高標準市場體系、實現產權有效激勵、要素自由流動、價格反映靈活、競爭公平有序、企業優勝劣汰，在加強和改善供給制度上下功夫，在推進國家治理體系和治理能力現代化上下功夫。也許，梳理清楚這個問題，也就明白了風光配儲能政策引發爭議的個中緣由。

經濟學創新大師約瑟夫·熊彼特在其《經濟發展理論》一書中對發展和創新闡述甚詳。在他看來，靜態的、周而復始的、僅有數量變化而沒有創新的“循環流轉”不叫創新，也不叫發展，僅僅是經濟增長。發展不是從外部強加的，而是內在的，是內部自行發生的變化。在熊彼特看來，“你不管把多大量的驛路馬車或郵車連續相加，也絕不可能從中獲得一條鐵路”。那么，我們能從未來大量風電場、光伏電站中擺放著的一個挨一個的儲能電池中獲得什么呢？

熊彼特認為，只有創新才能發展，在他看來，所謂創新就是要“建立一種新的生產函數”，即“生產要素的重新組合”，就是要把一種從來沒有的關于生產要素和生產條件的“新組合”引進生產體系中去，以實現對生產要素或生產條件的“新組合”。他進一步明確指出“創新”的五種情況，人們將熊彼特這一段話歸納為五個創新：產品創新、技術創新、市場創新、資源配置創新、組織創新。按照這些創新的基本含義，當下的風光配儲能政策也只能算是個做法，與創新關系不大。

以某省出臺的政策為例，明確儲能配置規模按項目裝機規模的20%考慮，儲能時間為2小時，無非就是把業界已接受的風光儲變成了廣受詬病的“風光強配儲能”，把配置容量、儲能時間做了硬性規定而已。這些靜態的、數量的變化，無論是與“發展是內在的，是內部自行發生的變化”理論還是與“發揮市場在資源配置中的決定性作用”的要求，都相去甚遠。在風光逐步步入平價時代，儲能尚未以獨立主體進入電力市場的當下，這種疑似“風光強配儲能”的模式，非絲非竹，穿新鞋走老路，無論是對于新能源還是儲能，都難以帶來真正的高質量發展。正如熊彼特所舉的例子，去建鐵路的是新興企業家，而不是驛站馬車的所有人。簡單說，發展就是體系內在的創新，是生產力的質變，或者生產本身的結構提升。顯然，“簡單粗暴”的一紙行政命令帶來暫時的效率或者短暫“繁榮”的同時，已背離了風光配儲能的初心。

一體化是實現風光儲科學發展的重要保障

黨的十八大以來，我國電力工業發展取得了舉世矚目的成就，有力支撐了經濟社會發展。尤其是以風光為代表的新能源發展迅速。截至2019年，全國風光裝機量已達3.9億千瓦，位居世界第一。風光配儲能的模式也已廣泛應用。

風光大規模接入電網，在改善電源結構的同時，其波動性和間歇性的缺陷給電網帶來的影響也日趨放大，電網的調峰、消納壓力巨大。加之政府部門對電網棄風棄光率的考核，建議或“強配”儲能，成為電網企業“解困”的內在邏輯。這表面看來無可厚非，而事實是，無論是調峰、還是消納，都是一個系統性問題，系統性的問題必須用系統化的思維和辦法來解決，需要充分考量政策的整體性和協同性，兼顧各方權益。反對者并不反對風光配儲能政策本身。各地文件的“一刀切”，頭疼治頭、腿疼治腿的做法與邏輯，缺少系統性整體性的考量才是各方，尤其是發電側不滿意的關鍵。

目前來看，雖然已有十幾個省份出臺了風光儲的政策，但政策均僅明確了發電側的責任，對發電側因此增加的權利卻只字未提。對電網側、需求側該承擔怎樣的責任亦是了無一字。即便認為風光等新能源具有波動性的“原罪”，必須自配儲能，也應該權利義務對等。比如在早期新疆的光儲試點中，明確了配儲能的項目可增加100小時基數電量。平價時代的風電光伏項目，看似減少了資源費等非技術成本，卻要背上儲能的技術成本。正如有評論指出的，“不是原來的配方，還是原來的味道。”以某省為例，2020年該省申報競價光伏項目共976MW，電網公司要求儲能配置規模按項目裝機規模20%，儲能時間2小時測算，100MW競價光伏電站將配置40MWh儲能，以當前儲能系統1.7元/Wh（不含施工）的價格計算，光伏度電成本增加近0.09元。北京領航智庫測算，按照某省0.3949元/千瓦時的燃煤標桿電價測算，平價光伏電站按照20%配比投資儲能電站，工程造價將增加0.68元/瓦，工程造價增加15%以上。在不考慮儲能參與調峰補償等商業模式前提下，項目內部收益率也將低于8%。按照裝機規模20%的配置，一般情況下光伏投資普遍要升高15%至20%左右。

8月27日，由國家發改委、國家能源局組織起草的《關于開展“風光水火儲一體化”“源網荷儲一體化”的指導意見（征求意見稿）》（以下簡稱《指導意見》），向社會公開征求意見。此舉旨在提升清潔能源利用水平和電力系統運行效率，更好地指導送端電源基地規劃開發和源網荷協調互動。“兩個一體化”的推出，源于當前電力系統綜合效率不高、源網荷等環節協調不夠、各類電源互補互濟不足等深層次矛盾日益凸顯，亟待統籌優化的現實。

《指導意見》在能源轉型升級的總體要求和“清潔低碳、安全高效”基本原則框架下，提出“兩個一體化”的范疇與內涵，強調統籌協調各類電源開發、提高清潔能源利用效率、適度配置儲能設施、充分發揮負荷側調節能力。在“風光水火儲一體化”方面，《指導意見》強調，要因地制宜實現風能、太陽能、水能、煤炭等多能源品種發電互相補充，并適度增加一定比例儲能。

在“源網荷儲一體化”方面，《指導意見》明確，側重于圍繞負荷需求開展，以儲能等先進技術和體制機制創新為支撐，以安全、綠色、高效為目標，創新電力生產和消費模式，為構建源網荷高度融合的新一代電力系統探索發展路徑，實現源、網、荷、儲的深度協同。

雖然不能寄望于一個文件解決一個行業由來已久的諸多難題，但毫無疑問，一體化的發展思路、治理模式，再加上配套的保障機制，為解決新能源發展存在的現實問題提供了科學指引和正確的發展方向。

市場化是風光儲高質量發展的必然選擇

市場化的需求是產業發展的核心動力，技術和市場處在供給與需求的兩端，而政策機制和資本只是供給和需求對接的中間橋梁。經過20多年實踐，我國社會主義市場經濟體制已初步建立，市場化程度大幅提高，宏觀調控體系更為健全，主客觀條件具備，我們應該在完善社會主義市場經濟體制上邁出新的步伐。實踐證明，經濟發展就是要提高資源，尤其是稀缺資源的配置效率，以盡可能少的資源投入生產盡可能多的產品、獲得盡可能大的效益。從這個意義上說，用市場化的手段推動風光儲的發展，使市場在資源配置中起決定性作用，有利于轉變包括儲能和以風光為主的可再生能源的發展方式，同時使新興產業的發展質量更高、更有效率、更加公平、更可持續。

當前，各地出臺的風光儲政策，一定程度上模糊了政府與市場的邊界。作為承受配儲壓力的風光企業來說，儲能配置參數的測算依據在哪里？電網企業是否有權要求新能源企業配套儲能？按新能源裝機容量比例配置儲能的強制性做法是否可行？配套儲能的成本是否全部要由新能源開發企業承擔？諸多問題當前仍是一筆“糊涂賬”。

在沒有配套政策和相對成熟的市場機制以及盈利模式的情況下，單純要求在風光發電側配置儲能，然后簡單地由發電企業來承擔儲能投資成本的做法顯然不夠合理，亦非市場配置的結果。

《中共中央國務院關于新時代加快完善社會主義市場經濟體制的意見》明確，堅持正確處理政府和市場關系，更加尊重市場經濟一般規律，最大限度減少政府對市場資源的直接配置和對微觀經濟活動的直接干預，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好發揮政府作用，有效彌補市場失靈。按照目前的政策，新能源企業只是根據規定安裝了20%的儲能，具體的儲能設施標準、釋放的時間、充放電能的流失、投資的回報等，既無政策規定，也無保障措施。有測算表明，在具體儲能項目上，僅僅依靠減少棄風、棄光電量收益還很難支撐行業發展，這也是風光企業不愿投資儲能的原因。簡單捆綁新能源并不能真正體現儲能價值，也不利于儲能的健康發展，在加大風光企業投資，造成資源浪費的同時，對儲能行業帶來的更可能只是一次低層次的躍進。風光儲是技術進步，也是新能源可持續發展的內在要求。盡管電網企業不應強制要求新能源企業配儲能，但有理由對新能源并網質量提出要求，關鍵是要建立和完善市場機制，在僅僅依靠減少棄風、棄光電量收益難以支撐行業發展、簡單捆綁新能源并不能真正體現儲能價值的背景下，創新建立商業化模式、堅定不移走市場化的路子更是不二之選。

一是應確立綜合治理和投資多重分擔的市場模式。風光發電的波動性及其對電網穩定的影響仍然是新能源進一步健康發展的制約因素。利用儲能技術快速響應、雙向調節、能量緩沖的特性，可以提高新能源系統的調節能力和上網友好性。儲能是未來電力系統的必要組成部分，應建立新能源企業與電網企業共同設計儲能參與電力市場的方式及盈利模式，為新能源和儲能可持續發展創造機會。無論是從市場化角度還是從落實國家能源戰略、保障儲能的社會效益看，堅持誰投資獲益誰來買單、利益相關方共同承擔是比較合理的選項。

二是完善配套政策，打造風光配儲的多種商業模式。隨著電力體制改革的深入推進，新能源配儲能商業模式空間正在打開，儲能參與各類電力服務的公允價值缺失，成熟機制不足，儲能參與電力市場的實施細則更加缺乏，亟需政策給予配套，促進各種市場化模式的成長。如，由于目前電化學儲能成本相較抽水蓄能仍然較高，通過輔助服務機制，對參與電網調峰調頻的儲能設施從政策上予以保障。青海省明確，在電網需要調峰資源的情況下，儲能調峰價格暫定0.7元/千瓦時，優先消納風電、太陽能發電。新疆對根據電力調度機構指令進入充電狀態的電儲能設施所充電電量進行補償，補償標準為0.55元/千瓦時。

三是以省級統籌為目標，實現統籌規劃、集約建設。當前，根據裝機容量按比例配儲能，家家都上，遍地開花，滿地芝麻，不見西瓜，既不經濟，也沒效率，造成資源能源和投資的浪費。建議以省級統籌為目標，按照分類調整、分級側重、統籌規劃、集約建設的原則，以市場化手段，在集中風光企業按比例配套儲能建設資金的基礎上，可以吸納社會資本，在裝機容量大、接近負荷中心的風光場站，集中建設較大規模儲能電站，既可以從規劃層面解決儲能設施小而散、“家家起火冒煙”的弊端，也可以做大儲能市場主體。隨著儲能市場規模的擴大，技術成本逐年下降，電改紅利不斷釋放，儲能獨立主體地位將得到確立和鞏固，可直接參與電網級調峰、電力市場調頻等輔助服務市場、備電及需求側響應服務及電力現貨市場交易，把儲能的應用價值直接在市場中充分體現出來，實現電網、發電、儲能、需求側的多方共贏。

四是完善標準規范，為風光儲發展提供技術保障。我國從2010年開始制定電力儲能的相關標準。截至目前，電儲能相關的國家和行業標準已達31項，其中已發布或報批27項；團體標準約47項，其中已發布或報批29項。針對電化學儲能的國家標準有7項、行業標準有2項，目前均已發布。問題在于，國內儲能設施的技術參數、標準規范在加快統一和規范的同時，如何才能得到有效推廣執行。不能嚴格有效地遵循技術標準和管理規范，無疑將導致亂象叢生。在當前風光配儲能的過程中，個別風光企業就“按照比例”上了一批環保性、經濟性、安全性均不夠高且充放效率偏低的儲能設施無標可依和標準執行的剛性不強是一個重要原因。

五是借鑒國外做法，建立風光配儲獎勵扶持機制。國外成熟的電力市場，新能源側的儲能超過50%的收益源于參與電力市場交易、輔助服務等獲得收入，新能源側的儲能發展條件優渥。從國際經驗來看，英國電力市場比較成熟，獨立儲能電站既能參與政府的儲能采購計劃，還有峰谷價差等收益，有些電站的多重收益甚至能有十幾種。韓國則為配套儲能系統的風電給予額外的可再生能源證書獎勵，使得配套儲能的風電光伏電站在可再生能源證書計算中的權重遠遠高于其他不配套儲能的電站。

注：作者盧延國，系國家能源局山東監管辦公室黨組成員，本文僅代表作者個人觀點。