內(nèi)蒙古、新疆、西藏、山東、青?！夥娬九渲脙δ苤L(fēng)愈演愈烈

:連日來，有關(guān)光伏電站配置儲能的討論再次登上風(fēng)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(biāo)公告，招標(biāo)容量為5MW/10MWh。這也是首個公開招標(biāo)儲能系統(tǒng)的光伏競價項目。

緊接著，內(nèi)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(shè)。若普通光伏電站配置儲能系統(tǒng)，則應(yīng)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(shè)規(guī)模的5%及以上。

無獨有偶，《新疆電網(wǎng)發(fā)電側(cè)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(shè)電儲能設(shè)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(zhì)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1MWh200萬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(wǎng)的可靠局面，地方政府積極推動儲能建設(shè)，新能源配置儲能必將是大勢所趨。以此為導(dǎo)，以華能為代表的電站投資企業(yè)也已主動應(yīng)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(wǎng)發(fā)電側(cè)儲能管理辦法》征求意見稿。文件提出，鼓勵光伏、風(fēng)電等發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、獨立輔助服務(wù)提供商等投資建設(shè)電儲能設(shè)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(biāo)準(zhǔn)為0.55元/千瓦時。該儲能補貼由各火電廠、風(fēng)電場、光伏電站按照月度實時深度調(diào)峰有償服務(wù)補償費用承擔(dān)比例進行支付。業(yè)內(nèi)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(shè)。2019年2月，新疆下發(fā)《關(guān)于在全疆開展發(fā)電側(cè)儲能電站建設(shè)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(guān)于開展發(fā)電側(cè)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(yīng)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(jié)局并不美好。2019年12月底，鑒于僅少量項目開工建設(shè)，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(jīng)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(cè)儲能建設(shè)，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(nèi)蒙古明確優(yōu)先支持光伏+儲能建設(shè)。

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(shè)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(nèi)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(dāng)比例的儲能設(shè)施；青海曾要求風(fēng)電項目按照建設(shè)規(guī)模的10%配套建設(shè)儲能裝置，不過文件一經(jīng)發(fā)布便受到業(yè)內(nèi)企業(yè)和專家的強烈質(zhì)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(yīng)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(yīng)用領(lǐng)域可分為電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)和用戶側(cè)。

電網(wǎng)側(cè)儲能主要由電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)，2018年電網(wǎng)側(cè)建設(shè)的幾座百兆瓦級電化學(xué)儲能電站主要采用租賃模式，即電網(wǎng)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(wǎng)公司希望將儲能資產(chǎn)歸入輸配電價從而疏導(dǎo)投資收益。

然而，儲能并未進入輸配電價，電網(wǎng)公司給予希望的“租賃模式”最終落空。

在電網(wǎng)側(cè)儲能之路被封之下，儲能建設(shè)的重?fù)?dān)便落至電源側(cè)即新能源企業(yè)。

就光伏電站站內(nèi)儲能而言，業(yè)內(nèi)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(wǎng)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(nèi)部收益率，約7年左右可收回成本。

而全額上網(wǎng)普通光伏電站，“目前配置儲能的經(jīng)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。”某業(yè)內(nèi)人士表示。

國家能源局?jǐn)?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(nèi)蒙古?！蓖跛钩蓮娬{(diào)。在他看來，站內(nèi)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(biāo)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(diào)峰輔助服務(wù)市場試點。