编者按：
“风光电站配置储能”是历史的必然。短期来看，以电网强制命令的形式实现调峰调频从政策效率上看最为迅速。从更长的时期看，通过电力市场化机制解决电力约束问题的手段的全社会成本更低，并能大幅提升新能源资产未来现金流的可预测性。而作为强制命令与市场化的结合，当前新疆电网的储能补偿分摊机制既可以保障较高的政策效率，又可以通过电网调度确保储能电池的利用率，有全国推广的可能性。

最近一周以来，关于河南、湖南、山西电力约束问题的一系列新闻被媒体普遍报道。而昨晚，新建电网更是发布了《新疆电网发电侧储能管理暂行规定》。

主要的事实已经很清楚了：越来越多省份的电网正在遭遇光伏、风电大规模并网所带来的调峰、调频难题；在不配置储能的情况下，电网的调度能力不足以支撑“十四五”期间的风光消纳。故而，各地电网或者是建议新项目按照一定比例配置储能，或者是暂停备案新项目，再者便是对存量电站提出技术整改、分摊调峰成本等的严厉要求。

关于全国性电力约束问题对光伏、风电发展的中期制约以及可能的解决方案，结合最新的一些深度思考，我们提出以下观点：

（1）电力约束问题的根源是光伏、风力发电的时间不可移动性。间歇性自然资源所导致的能源供给的间歇性与全天候的用电需求之间的矛盾，只能通过电力的调度和“存储-释放机制”加以克服。过去几年以来，两大电网执行国家新能源政策而将光伏、风电的调度顺序确定为最高，但受火电、核电等传统能源调峰深度的制约，通过电力调度解决风光电力约束问题的手段已经接近极致，只有依靠“存储-释放机制”——储能——方能“一劳永逸”。

（2）电力系统通过新增储能解决风光电力约束问题，有三类调控思路。第一类是电网以强制性命令的形式，要求风光电站按照一定比例配置储能；第二类是以市场化的手段，通过建立完善的电力现货交易市场和辅助服务市场，由市场发挥优化资源配置的作用，通过“风光电力阶段性过剩→自然资源高峰现货价格下跌、调峰服务价格上涨→日内电价差扩大→储能投资IRR提升→储能新增装机增加”的传导机制实现调控目标；第三类是强制命令与市场化手段的结合，如当前新疆电网的规定，由电网提出一个储能充放电的补偿标准及存量机组的分摊机制，再由储能运营商发挥主观能动性，去实施新增储能装机。

（3）电网强制命令风光电站按比例配置储能的方式将快速解决全市场电力存储资源不足的问题。但上述手段存在两大问题：

a）光伏调峰储能每天的有效循环次数不足1次，电池周转率较低，而风电受自然资源更大的日间波动性影响，其配套储能的电池利用率更低。

b）在电网要求配置储能的过程中，有三种子方式：一是要求所有存量、增量电站均按统一比例配置储能；二是要求增量电站按比例配置储能，但对存量电站不追溯；三是要求存量、增量电站按不同比例配置储能，并网时点越晚的项目要求配置储能的比例越高。

存量、增量电站按不同比例配置储能的第三种子方式更为科学、公平，既不会带来存量电站过高的额外投资从而导致其IRR大幅暴跌，又不会对新增电站要求过高的配置比例从而极大影响新增量，从而将能兼顾运营商和制造业企业利益，建议各地电网在出台政策的过程中借鉴这种思路，避免政策“一刀切”而带来的武断。根据测算，为了解决风光电力的时间不可移动性问题，从当前到未来40年间，光伏与储能的配置比例应逐步提高：“十四五”期间，光伏：储能≥1W：1Wh；而到40年后，光伏：储能≈1W：5Wh。

（4）从中长期看，市场化的解决方案比电网强制命令能更好的降低市场运行的成本，但在政策目标的达成速度上不够理想。之所以电力市场化机制能以更低成本的推动能源革命，原因如下：

a）以市场化电价机制推动的储能市场，可以发展采用“两充两放”策略的用户侧储能，可以孕育出能为电网提供极为丰富辅助服务品种的独立辅助服务提供商，这两类储能电站对电池的利用率相比光伏、风电侧储能更高，故而全社会的度电成本将更低。

b）在电力市场化机制下，储能运营商结合电池的寿命特征和电价波动特征而可能发展出极为丰富的策略：从一天两个循环、一天一个循环的较高频率的日内调峰，到一两周一个循环甚至一年一个循环的低频调峰，运营商可以分别采购长寿命电池、普通电池及淘汰的梯次利用电池，所配置的PCS倍率亦可各不相同，由此可避免昂贵的电池因为被搁置而导致的衰减和浪费，最大程度的降低度电成本。

c）市场化机制下，光伏风电与储能之间将就自然资源高峰时段的现货电价实现均衡。在该机制下，“风光储”资产的未来25年现金流可以被预测，由此金融资本将大规模拥抱新能源资产，从而推动新能源行业进入“金融降本”的最高发展阶段。SOLARZOOM新能源智库认为，中共中央推动电力体制改革的决心和步骤已然非常清晰，考虑市场化过程中技术问题的解决和利益问题的平衡需要时间，在3-5年内建成成熟的全国性电力现货、辅助服务市场将是较大概率的事件。

电力约束问题的解决，最终一定要靠“电网强制性手段”与“市场化机制”相结合。前者“治急症”（见效快），后者“长期调理”（最大降本）。

（5）关于强制命令与市场化手段直接结合的第三种方案（如当前新疆电网的规定），则是能又快、又好解决电力约束问题的一种方案。其政策发挥作用的速度虽略低于第一种，但明显快于第二种方案；其又可以利用电网的直接调度而解决光伏、风电侧储能电池利用率较低的问题，因此具备全国范围内大规模推广的可能性。目前看来，新疆的政策是要求存量火电、光伏、风电一同为发电侧储能分摊费用，分摊权重更侧重于电站的调峰表现。即：调峰表现越差的火电机组、发电小时数越高的光伏及风电电站，按照公式分摊更多的费用以支持储能的发展。

（6）全球范围内，任何基于固定电价的光伏、风电发展机制均是不可能长期持续的。在有利可图的情况下，产业资本和金融资本将在高IRR的前提下不断实施光伏风电项目，以实现对电网的“套利”。最终，个体理性必然导致集体的不理性，数以千亿计的资金堆积将导致模型收益的无法兑现。对于“套利者”（电站运营商及其背后的金融资本）而言，在投资光伏风电电站之前就应当非常清楚：超额收益最终会以“限电”、“保障小时数以外部分参与电力交易，而保障小时数或将不断降低”、“追加额外的储能投资以满足电网的要求”、“被强迫分摊储能补偿费用”等形式丧失。电站运营环节除非在资金成本、项目获取上有额外优势，否则任何当期的、表面的超额收益都是不稳固和不可持续的。

（7）对于光伏制造业企业而言，过去行业中所谓的“平价上网”统统都是“伪命题”。新能源发电要战胜以“煤油气”为核心的第二代能源，必须解决时间、空间不可移动性问题，因此，只有“支付电力约束补偿成本后的平价上网”才是真正的平价。但在新能源增量替代、存量替代传统能源的不同阶段，新能源所必须达到的时间可移动性要求是在不断提升的，故而“支付电力约束补偿成本后的平价上网”仍然是一个动态概念。光伏行业的未来40年，仍应在降本的道路不断前行。从未来3-5年来看，光伏产业应至少实现20%以上甚至是30%的度电降本，从而才能满足“1W光伏配置1Wh储能”后的平价。“HJT电池+钙钛矿叠层+大硅片+无主栅”的技术组合将是光伏制造业完成上述降本任务的充分且必要条件。

（8）从能源革命的角度来看，当前各地电网纷纷提出强制配置储能的要求，是对行业发展的一种推动，光伏产业将逐步由第一大周期（补贴大周期）向第二大周期（增量替代大周期）切换。从表面上看，电网强制要求光伏配置储能政策的推行将导致：a）存量电站运营商的额外投资及既得利益受损，b）增量光伏项目的预期IRR更低，c）光伏制造业的中短期需求下滑，d）储能制造业需求爆发。但从行业的长期历史使命而言，“克服电力约束问题以实现风光电力的时间可移动性”是不可避免的产业必经阶段，光伏企业只有以更积极的心态投入新技术的商业化量产，快速实现20-30%的降本，方能将风光电力转变成一种全天候发电的时间可移动性能源，由此方可实现对传统电力乃至传统能源的更大比例的替代。

综上所述，“风光电站配置储能”是历史的必然。短期来看，以电网强制命令的形式实现调峰调频从政策效率上看最为迅速。从更长的时期看，通过电力市场化机制解决电力约束问题的手段的全社会成本更低，并能大幅提升新能源资产未来现金流的可预测性，由此推动行业进入“金融降本”的高阶阶段。

而作为强制命令与市场化的结合，当前新疆电网的储能补偿分摊机制既可以保障较高的政策效率，又可以通过电网调度确保储能电池的利用率，有全国推广的可能性。未来5年，光伏与储能的配置比例将不低于“1W光伏：1Wh储能”，由此光伏LCOE应继续降本20-30%。要实现上述目标，充分且必要条件是“HJT电池+钙钛矿叠层+大硅片+无主栅”技术组合的100GW级商业化量产。由此，以“风光储”为核心的第三代能源增量替代甚至存量替代以“煤油气”为核心的第二代能源的历史进程，将不可避免的到来！

原标题： 光伏强制配置储能利空还是利好？产业出路又在何方？