青海可再生能源搭配10%储能为哪般？
发布者：秦海岩 | 来源：秦海岩 | 0评论 | 2967查看 | 2017-06-24 20:08:00
这周，青海省发改委印发了该省2017年330万千瓦风电开发建设方案。方案要求，各项目按照建设规模须配套10%的储电装置，储电设施总规模为33万千瓦。这些项目被要求在2017年10月底前完成核准，年底前开工建设。建成并网时，国网青海电力公司将严格要求配套的10%储电装置进行并网。
至于配套10%储能的动机，官方文件并没有做任何说明，虽然这的确是储能扩大应用的好机会（这一规模已经非常可观，已经跟德国的总储能规模相当），但还是不能减少我们对这一规定的一系列追问。
追问之一：配套10%的储能是来解决什么问题的？收益是啥？不清楚！
基于目前的现状，人们很容易把所有的行动都纳入解决弃风弃光问题的篮子里，做出一副为了这个问题而努力的样子。那么，这10%的储能可以用来改善弃风弃光吗？
我国的弃风问题，大部分在于缺乏显性的竞争机制，调度原则标准不符合整体效率最大化的价值标准，也不存在发达国家现在面临的电价过低（甚至负电价到抵销电价补贴的程度），从而出现“经济弃风”的情况，即使某些时段由于网络阻塞或者系统安全原因需要弃风，也是极个别的情况。
从“向上”的系统平衡需求来讲，目前所有地区的容量都严重过剩，系统并不需要额外的平衡资源；从向下的需求来看，的确部分地区低谷调峰困难，但是要提供“向下”的平衡服务，起码应该已经在系统中服务了吧？新建的也不在此类（建成的倒是可以，但是无疑增加了容量的进一步过剩程度）；从系统的爬坡需求来看，储能的确可以改善一下出力的波动与快速响应。但是接下来就需要问——
追问之二：系统其他的平衡手段耗竭了吗？明显没有！
有用并不是需要采用的充分理由，这里面有个成本效益与成本有效性的问题。在目前的比例与调度模式之下，各发电主体并没有清晰的系统平衡义务。储能仍旧不是经济有效的选择，有更多便宜甚至近乎无直接成本的选择，如调度精细化、煤电深度调峰、大幅下调电价以使煤电进一步压缩直至退出出力序列等。
即使我们忽略系统的这些无效率，承认这是短期内一朝一夕改变不了的，我们还是要问——
追问之三：发展储能是谁的责任？为何是风电业主来承担？为何与《可再生能源法》冲突？匪夷所思！
这一规定的确对储能扩大应用有好处。但问题是，为什么其成本跟“学费”直接就加到了风电业主身上？自己孙子花邻居老王的钱不心疼？
我国的《可再生能源法》第十四条明确规定，“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法，并由国务院能源主管部门会同国家电力监管机构在年度中督促落实”。
2015年3月20日发改委和能源局签发了《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》，2016年6月1日发改委和能源局签发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，以及2016年3月24日发改委单独签发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》。可以讲，这已经足够豁免了可再生能源的平衡义务。而青海这一地方规定为何与《可再生能源法》冲突？退一万步，我们假设青海发改委并无私心，那也仍然需要继续问——
追问之四：文件的出台貌似突然袭击，程序上是否合理？千瓦还是千瓦时！
这一规定涉及到风电业主重大的利益调整。以目前主流电池的成本，如果需要电池能够稳定1小时充放电，那么这一要求将意味着20亿以上的增量成本。程序上是否合理？
至于33万千瓦的“储能”，这一叫法也实在让人费解。一般而言，储能的“容量能力”更多的是千瓦时，而不是千瓦吧？
基于以上的疑问，我们不禁要问一个性质方面的问题——
追问之五：为何这种文件能够出台？
这一项涉及利益相关方重大利益的政府规定，为什么干不清楚，对解决弃风问题不具有成本有效性，全社会收益难体现，储能成本高昂，让风电私人业主去承担违反基本伦理，法律上涉及违反可再生能源上位法。这样的政府文件，其科学性、严肃性何在？我们似乎又到了强调“渎职是最大的贪污”的组织纪律的时候了吗？
面对青海的项目，开发企业真的要好好琢磨一下了，综合各种成本和资源情况，以及未来西部限电的风险，更主要的是政策风险，是否还值得去开发这些项目。
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