儲能配額制已成為中國光伏市場定局？

 　　日前多個省份陸續(xù)發(fā)布了2020年風電、光伏發(fā)電建設方案和申報要求，與往年不同，內蒙、河南、遼寧、湖南等省份均提出了優(yōu)先支持配置儲能的新能源發(fā)電項目，有關光伏項目配置儲能的討論再次登上風口浪尖。

　　逾10省推進儲能配置緩解消納難題

　　6月5日，國網(wǎng)山東發(fā)布《關于2020年擬申報競價光伏項目意見的函》，該文件明確根據(jù)976MW的申報競價項目承諾，儲能配置規(guī)模按項目裝機規(guī)模20%考慮，儲能時間2小時，可以與項目本體同步分期建設。

　　根據(jù)目前國網(wǎng)山東要求，2020年平均100MW的競價光伏電站將配置40MWh，儲能容量配比將達到40%，以當前儲能系統(tǒng)除1.7元/Wh(不含施工)的價格計算，光伏的度電成本初始投資接近0.07元，如果綜合10年折舊和5%的融資成本計算，度電成本增加接近0.09元。

　　在邁向平價上網(wǎng)的沖刺階段，2019年至今國內光伏供應鏈各環(huán)節(jié)降價均超過20%，光伏電站利潤已被極度壓縮，在當前光伏項目承諾儲能配置模式下，額外增加的儲能支出無疑雪上加霜。

　　圖1：各省對消納空間的政策建議一覽

　　來源：各省政策不完全統(tǒng)計

　　而對于2020年因疫情沖擊后政府重點紆困地區(qū)湖北，其2020年光伏平價項目推進之路同樣困難重重。

　　湖北2020年平價政策文件指出，目前已申報的7.65GW光伏項目須通過競爭性配置爭搶省內3.5GW光伏指標。同時為滿足儲能建設需求，在項目配置中，對接入同一變電站的風儲與光伏發(fā)電項目，優(yōu)先配置風儲項目。

　　“然而，與風電相比，光伏發(fā)電可預測性更好，且具有一定的規(guī)律性，儲能可實現(xiàn)定期充放，利用率相對較高;同時光伏發(fā)電輸出功率較高的時候也是用電高峰的白天，與負荷匹配度較好，只需要配置較小容量的儲能即可達到削峰填谷的作用。”國網(wǎng)能源研究院時智勇指出。但是如果為滿足儲能優(yōu)先配置風儲項目而對光伏項目開發(fā)進行阻礙，最后很有可能因為項目經(jīng)濟性導致兩類電站皆無法順利落地。

　　集中式項目或成國內儲能突破口

　　目前來看，受技術經(jīng)濟性影響，電化學儲能現(xiàn)階段僅適合作為中國新能源發(fā)電調峰的補充措施。在國外，由于項目客戶對儲能的使用規(guī)則很明確，會制定出詳細的要求。比如每年的衰減容量是多少，如果企業(yè)達不到合同的要求，將會面臨被罰款。

　　對國內來說，雖然各方在電站投運之前都簽訂了相關協(xié)議，但從目前實際效果來看，很多電網(wǎng)側儲能電站運行效率與當初設計的目標有不小的差距。

　　盡管目前業(yè)內企業(yè)和專家對光伏電站配備儲能設施的相關文件爭議不斷，各地區(qū)仍堅持推行這一建設，但光伏+儲能設施無論從哪個角度來看似乎都是市場大勢所趨。

　　根據(jù)CNESA全球儲能項目庫的不完全統(tǒng)計，截至2019年底，中國已投運的光伏儲能項目(含熔融鹽儲熱項目)的累計裝機規(guī)模為800.1MW。中國已投運的與集中式光伏電站配套建設的儲能項目累計裝機規(guī)模為625.1MW，占全部光儲項目總規(guī)模的78.1%。

　　圖2：2016-2019年中國已投運光伏儲項目的累計裝機規(guī)模

　　來源：CNESA不完全統(tǒng)計數(shù)據(jù)

　　目前，國內光儲項目主要分布在我國的“三北”地區(qū)，其中青海的累計投運規(guī)模最大為294.3MW，占比達到47.1%。

　　從近期國內“光伏+儲能”的項目動態(tài)來看，在集中式光伏、風電基地布局大容量儲能已成為各地優(yōu)化新能源消納重要方式，“集中式光伏+儲能”或將加速成為國內寄予厚望的儲能應用場景。

　　在內蒙古2020年光伏競價項目中，已有包括天合、華能、國電投等超過400MW光伏項目都配置了儲能應用。在青海，陽光電源中標的海南州3.1GW特高壓外送光伏基地202.86MW/202.86MWh儲能系統(tǒng)，其項目儲能配比約為6%，未來將進一步驗證國內超大型光伏電站搭配儲能的經(jīng)濟性。 集邦新能源網(wǎng)