贵州省能源局日前发布了关于公开征求《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施（征求意见稿）》意见建议的公告。

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该文件提出，支持煤电一体化项目优先并网，对未纳入煤电新能源一体化、需参与市场化并网的新能源项目，应按不低于新能源装机规模10%（挂钩比例可根据实际动态调整）2小时运行要求自建或购买储能，以满足调峰需求。对新建未配储能的新能源项目，暂不考虑并网，以确保平稳供电。

该文件引发业界广泛关注和讨论，其背景是新能源电站建设指标分配和并网要求日益趋严。上述文件提到两个重要方向：一是新能源指标优先依托煤电；二是市场化并网的新能源项目，带有强制配储的要求。

业界普遍认为，贵州此次出台的政策很大程度上反映了当前各地对新能源开发的态度。

强制配储趋势明确

近一两年来，围绕地方是否应该强制配储的争议始终存在，这次聚焦到了贵州。

某地方电力设计研究院管理人士对第一财经直言，他认为贵州提出这样的政策有待商榷，“贵州自身的能源结构比较好，灵活性资源够用，又不紧张，所以没有必要（强制配储）。”

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎则对第一财经表示，“很难说是否合理，贵州的灵活性是否足够，关键还是要依靠地方自己来判断。小时级的（储能）只是平抑一下波动。”

从初衷而言，强制配储的目的是弥补新能源发电的不稳定、随机性、间歇性等缺点，增加电网灵活性调节资源，促进可再生能源发展消纳。但在实际过程中，却存在多重阻力。

一方面，从经济性的角度而言，增加储能设施客观上推高了可再生能源电站的建设成本，在平价上网的背景下，许多开发企业直呼“算不过来账”；另一方面，强制配置储能存在资源浪费的风险，在一些使用场景下，小时级的分散式配储显得“有心无力”，部分地区的储能设施甚至从未启用。

去年8月，国家发改委、国家能源局曾发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》提出，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。

贵州省能源局人士4日对第一财经记者称，此次发布的工作措施正是根据上述文件精神而制定的，且结合本省电力消纳的实际情况，降低了相应的储能规模和小时数要求。

“据我们了解，目前贵州省内的新能源项目企业和贵州电网基本达成了并网协议，就是按照装机规模10%、2小时运行要求自建或购买储能，所以这次在政策中特地作出了说明。如果有其他意见想法的话，也欢迎反馈到我们的邮箱。”上述人士称。

据第一财经记者不完全统计，截至目前，全国已有超过二十个省份出台了新能源配储的具体要求，多集中在不低于5%~20%的配储比例，2~4小时的时长要求。

一位长期观察新能源行业人士表示，作为煤炭资源和水能资源等灵活性调节资源优势明显的省份，贵州尚且提出了配储比例和时长的明确要求，可见全国各地强制配储以保障电网灵活性已是大势所趋。

新能源指标优先给煤电

另一个业界关注的焦点集中在，日渐“抢手”的新能源指标优先依托煤电。

根据贵州省能源局文件，新能源建设指标配置方面，原则上应就近、打捆配置，布局相对集中，优先考虑有送出能力和调峰资源的煤电项目。省能源局将每年清理未按规定时限核准（备案）、开工建设且未申请延期的新能源项目，对清理出来的项目，移除年度建设规模，原有建设指标优先配置给符合条件的煤电企业。

同时，现有煤电项目的新能源指标跟调峰容量挂钩。对未开展灵活性改造的现有煤电项目，不配置新能源建设指标；对开展灵活性改造的煤电项目，按灵活性改造新增调峰容量的2倍配置新能源建设指标。

“推动煤电与新能源项目作为一个整体，统一送出，统一调度，提高送出通道利用率，提升新能源消纳能力。”上述文件称。

无独有偶，此前河南省发布的《关于促进煤电行业持续健康发展的通知》也提出，积极推进煤电与新能源深度融合。鼓励煤电企业参与新能源项目开发，在新能源指标分配、纳入项目建设库、列入年度开发方案时给予倾斜。

据中泰电新研究团队测算，除贵州外，近期湖南、湖北、山西等省发布的新能源指标分配文件中，均给予“煤电灵活性改造”配置单独的规模，合计超过13GW。随着新能源渗透率的提高，风、光、火协同发展成为大趋势。

光大证券4日点评认为，并网消纳问题逐渐成为新能源项目优先考虑的因素。从未来光伏、风电项目整体思路来看：新能源+煤电/储能，当地可消纳便消纳。新能源+煤电/储能+特高压，如大基地当地不好消纳就外送成为趋势。在投资上，涉及一定消纳问题的集中式光伏，陆风与煤电/储能是一对平衡。大基地外送中，特高压是重要趋势，中期核准只是时间问题。

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