3060目標下，新能源從壁龕走向主力，加強調峰調頻能力建設是必然需求。無論從投資經濟性、電網安全性、調度便利性的角度出發，電網側儲能都是更為明智的選擇。但從目前公布的全國和各省開發建設方案來看，儲能義務集中在了發電側。而且責任主體不僅局限在新增項目當中，還在明確地向存量項目蔓延。發電側并非不能配儲能。但首先應該思考的是，配儲能的目的是什么？投資人的權利義務是否對等？

連升三級發電側配儲能的首次提出是在2019年7月，新疆發改委、國家能源局新疆監管辦發布了《關于開展發電側光伏儲能聯合運行項目試點的通知》，表示在南疆四地州開展光伏儲能聯合運行試點項目。作為回報，試點光伏電站于2020年起5年內每年增加100小時優先發電電量。此后，西藏等地也出臺了類似政策。2020年，各省在新增平價項目申報中紛紛提到優先、鼓勵配儲能的期許，尚未到一刀切的程度。而且由于市場呼聲強烈，去年下半年開始，已經存在儲能回歸電網側的政策預期。但從結果來看，儲能回歸電網側的預期已然落空。在目前全國和各地2021年開發建設方案當中，發電側配儲能的條款都成為標配。

逐級加碼

根據國家能源局發布的《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知（征求意見稿）》，2021年新增項目將分成保障性并網和市場化并網兩種。

其中，保障性并網項目是指各地落實非水電消納責任權重所必需的新增裝機，沒有必須配置儲能的要求。針對超出保障性消納規模仍有意愿并網的市場化并網項目，則要求通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式，在落實抽水蓄能、儲熱型光熱發電、火電調峰、電化學儲能、可調節負荷等新增并網消納條件后，再由電網企業保障并網。

此后，各省公布的開發建設方案在此基礎上做了進一步演繹。

一是不區分并網方式，全部新增項目均要求配置儲能或調峰能力；二是罷黜了多種儲能形式和外購調峰服務的選擇權，濃縮為發電側按照不低于電網測算調峰需求、自配電化學儲能這一條出路。

在強調儲能配置比例不低于10-20%之外，部分省份還提出了進一步的嚴苛要求：如儲能設備壽命不低于20年（湖北）；系統容量10年衰減率不超過20%（陜西）；以光伏+儲能項目申報的新增項目，儲能設施建成前光伏電站本體不予并網（江西）；已投產的風電、光伏發電項目應在投產一年內配套儲能（貴州）。

冷觀儲能熱潮

發電側配儲能可以起到哪些作用？核心應該是兩條：對內，提升電能質量；對外，降低限電風險。

但實際上，儲能并不是解決這兩個問題的最佳答案和唯一選擇。

首先，儲能只可以能量時移，并未創造新增需求。在短期電力供過于求、電能替代尚需時日轉化的情況下，促進新能源消納的途徑還可以包括向負荷側疏導調峰費用、構建靈活負荷；電網側構建以新能源為主體的網架結構和調度系統；發電側降低新增火電投資、加速老舊機組退役、提高靈活性改造比例和深度等多種渠道。

第二，適度限電并非不可承受。如果說供過于求的形勢在短期內難以改善，局部地區、部分時間出現限電在所難免，對發電側來說是否必須要自配儲能？從投資角度出發，如果經營期限電會導致收益率下降0.5%、而建設期配置儲能會導致項目IRR下降0.5%或更高，那么為什么投資人不能選擇主動限電而必須被動儲能？在電力體制改革深化推進的進程中，輔助服務市場將會逐步完善，為什么投資人不能選擇未來外購輔助服務、而必須現在建立長期來看必然冗余的調峰能力？

第三，配置儲能的權利義務明顯不對等。回顧最早期的新疆項目試點政策，增加儲能后會有保障小時數增加的回報，但縱觀當前各地的政策描述，強配儲能后的權利只字未提，比如，沒有做出新增平價項目能夠簽署連續20年PPA的承諾、沒有配儲能項目必然不限電、儲能設備會被按照要求逐日調用、不再需要分攤調峰費的承諾。

長期以來，風電光伏項目都被視為具有波動原罪。3060目標之下，公平對待電力市場主體、制定放眼長期、權利義務對等的政策，才是促進行業發展、吸引社會投資的營商之道。