儲能配額制已成為中國光伏市場定局？

 　　日前多個省份陸續發布了2020年風電、光伏發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先支持配置儲能的新能源發電項目，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，國網山東發布《關于2020年擬申報競價光伏項目意見的函》，該文件明確根據976MW的申報競價項目承諾，儲能配置規模按項目裝機規模20%考慮，儲能時間2小時，可以與項目本體同步分期建設。

　　根據目前國網山東要求，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。

　　在邁向平價上網的沖刺階段，2019年至今國內光伏供應鏈各環節降價均超過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：各省政策不完全統計

　　而對于2020年因疫情沖擊后政府重點紆困地區湖北，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電項目，優先配置風儲項目。

　　“然而，與風電相比，光伏發電可預測性更好，且具有一定的規律性，儲能可實現定期充放，利用率相對較高;同時光伏發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。”國網能源研究院時智勇指出。但是如果為滿足儲能優先配置風儲項目而對光伏項目開發進行阻礙，最后很有可能因為項目經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，受技術經濟性影響，電化學儲能現階段僅適合作為中國新能源發電調峰的補充措施。在國外，由于項目客戶對儲能的使用規則很明確，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議，但從目前實際效果來看，很多電網側儲能電站運行效率與當初設計的目標有不小的差距。

　　盡管目前業內企業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CNESA全球儲能項目庫的不完全統計，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模為625.1MW，占全部光儲項目總規模的78.1%。

　　圖2：2016-2019年中國已投運光伏儲項目的累計裝機規模

　　來源：CNESA不完全統計數據

　　目前，國內光儲項目主要分布在我國的“三北”地區，其中青海的累計投運規模最大為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，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濟性。 集邦新能源網