連日來，有關光伏電站配置儲能的討論再次登上風口浪尖。
3月19日，華能新泰100MW光伏競價項目發(fā)布儲能裝置招標公告，招標容量為5MW/10MWh。這也是首個公開招標儲能系統(tǒng)的光伏競價項目。
緊接著，內蒙古自治區(qū)印發(fā)《2020年光伏發(fā)電項目競爭配置方案》，明確優(yōu)先支持光伏+儲能建設。若普通光伏電站配置儲能系統(tǒng)，則應保證儲能系統(tǒng)時長為1小時及以上，配置容量達到項目建設規(guī)模的5%及以上。
無獨有偶，《新疆電網發(fā)電側儲能管理辦法》最新征求意見，鼓勵光伏電站等發(fā)電企業(yè)等投資建設電儲能設施。
儲能對于光伏電站的利好毋庸置疑，促進光伏消納減少棄光，提高電力品質和可靠性，保證系統(tǒng)穩(wěn)定等。
然而，在主流競價模式下，以及即將到來的平價時代，光伏電站盈利已被極度壓縮，額外增加約1MWh 200萬元的儲能支出無疑雪上加霜。
不過，現(xiàn)實的另外一面則是，基于未來大規(guī)模新能源接入電網的可靠局面，地方政府積極推動儲能建設，新能源配置儲能必將是大勢所趨。以此為導，以華能為代表的電站投資企業(yè)也已主動應變。
地方政府力推儲能
3月30日，新疆發(fā)改委印發(fā)《新疆電網發(fā)電側儲能管理辦法》征求意見稿。文件提出，鼓勵光伏、風電等發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施，要求充電功率在1萬千瓦及以上、持續(xù)充電時間2小時以上。
此外，新疆文件明確，對電儲能充電電量進行補償，標準為0.55元/千瓦時。該儲能補貼由各火電廠、風電場、光伏電站按照月度實時深度調峰有償服務補償費用承擔比例進行支付。業(yè)內人士解讀，實際上即“共享儲能”，補貼費用均攤。
值得重視的是，這并不是新疆第一次發(fā)文推動儲能建設。2019年2月，新疆下發(fā)《關于在全疆開展發(fā)電側儲能電站建設試點的通知》，鼓勵光伏電站合理配置儲能系統(tǒng)，容量按照光伏電站裝機容量20%配置。對于配置儲能的光伏電站，原則上增加100小時計劃電量。
2019年7月，新疆再次發(fā)布《關于開展發(fā)電側光伏儲能聯(lián)合運行項目試點的通知》，決定在喀什、和田、克州、阿克蘇南疆四地州布局不超過350MW光伏儲能聯(lián)合運行試點項目，儲能系統(tǒng)原則上按照不低于光伏電站裝機容量15%、且額定功率下的儲能時長不低于2小時配置。7月底，首批光儲試點項目名單正式發(fā)布，共36個項目進入名單，總規(guī)模221MW/446MWh。按照要求，首批試點項目應于2019年10月31日前建成投運。
然而，新疆開創(chuàng)先河的首批光儲試點項目結局并不美好。2019年12月底，鑒于僅少量項目開工建設，新疆發(fā)改委決定取消31個項目，僅留下粵水電、中廣核、新華水電、中電投阿克蘇和中電投和田5個試點項目。從知情人士處獲悉，被取消的試點項目，主要還是經濟性問題阻礙了最終項目落實。
飽受打擊之后，新疆2020年再以補貼助力發(fā)電側儲能建設，地方政府對儲能的力推決心可見一斑。
新疆也并不唯一力推儲能的地方政府。就2020年光伏發(fā)電項目競爭性配置，內蒙古明確優(yōu)先支持光伏+儲能建設。
雖并未強制，但蒙東地區(qū)電價降價空間達0.0965元，蒙西地區(qū)0.0671元，均是競價項目的優(yōu)勢區(qū)域。據(jù)西北勘測設計研究院新能源工程院資源與總圖所所長惠星介紹，降價空間大于0.08元的地區(qū)競價項目競爭將非常激烈。以此，光伏+儲能優(yōu)先之下，配置儲能或不得而為。
新疆、內蒙古之外，山東也曾發(fā)文鼓勵較大規(guī)模的集中式光伏電站自主配備適當比例的儲能設施；青海曾要求風電項目按照建設規(guī)模的10%配套建設儲能裝置，不過文件一經發(fā)布便受到業(yè)內企業(yè)和專家的強烈質疑，最終被撤銷；此外，西藏2019年8月開啟首批光伏儲能示范項目征集，總儲能規(guī)模達1.12GWh；安徽合肥2019年啟動光伏儲能系統(tǒng)應用申報，并對儲能系統(tǒng)充電量給予1元/千瓦時補貼。
光伏電站“不可承受之重”
儲能按照應用領域可分為電網側、電源側和用戶側。
電網側儲能主要由電網企業(yè)投資建設，2018年電網側建設的幾座百兆瓦級電化學儲能電站主要采用租賃模式，即電網公司“兜底”支付費用租賃建成儲能電站的容量和電量。為此，電網公司希望將儲能資產歸入輸配電價從而疏導投資收益。
然而，儲能并未進入輸配電價，電網公司給予希望的“租賃模式”最終落空。
在電網側儲能之路被封之下，儲能建設的重擔便落至電源側即新能源企業(yè)。
就光伏電站站內儲能而言，業(yè)內專家王斯成在公開會議上表示，如果是分布式光伏系統(tǒng)，由于度電成本低于電網零售電價，價差足以支撐儲能安裝。
以江蘇地區(qū)為例，按照2019年4月起執(zhí)行的最新版峰谷分時銷售電價計算，一般工商業(yè)（不滿1kV）峰谷價差0.8406元/kWh，谷平價差0.3703元/kWh，若儲能電站保證6%的內部收益率，約7年左右可收回成本。
而全額上網普通光伏電站，“目前配置儲能的經濟性還達不到，新疆被取消的31個光儲項目就是最好的說明?！蹦硺I(yè)內人士表示。
國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2019年，I類、II類、III類資源區(qū)普通光伏電站最低電價分別為0.2795元/kWh、0.3298元/ kWh、0.3570元/ kWh。據(jù)王斯成測算，若2021年全面平價，三類資源區(qū)光伏電價必須分別做到0.25元/ kWh、0.30元/ kWh、0.35元/ kWh以下才可能盈利，按照目前光伏利用小時數(shù)計算，2021年后三類資源的平價光伏項目盈利存疑。
若自顧不暇，儲能對于光伏電站無疑是“不可承受之重”。
“強制配置儲能肯定不對，如青海、山東、新疆、內蒙古?！蓖跛钩蓮娬{。在他看來，站內儲能需要靠市場化交易和分時電價體系的建立，通過商業(yè)化的手段促使光伏電站安裝儲能系統(tǒng)。
從替代能源到主力能源，光伏電力晉升之路必然離不開儲能的支撐，儲能也必然是未來光伏電站的標配。然而，事實上，兩者緊密“合體”仍需各自進一步“瘦身”。
此外，儲能模式的創(chuàng)新或是破題之舉，如新疆所推崇的“共享儲能”，青海也于2019年啟動共享儲能調峰輔助服務市場試點。
