光伏強配儲能AB面：地方力推、成本掣肘、模式待解

發布人：管理員    發布時間：2021-03-25

“到2030年(nian)我(wo)國非(fei)化石能(neng)(neng)源在(zai)一(yi)(yi)次能(neng)(neng)源占(zhan)比要(yao)從20%提升至25%，風電(dian)、光(guang)(guang)伏發電(dian)累計裝機要(yao)達到12億千(qian)瓦以上。”在(zai)“雙(shuang)碳”目標下，以光(guang)(guang)伏為(wei)代表(biao)的(de)清潔能(neng)(neng)源正迎來前所未有的(de)發展機遇。然而(er)(er)受光(guang)(guang)伏、風電(dian)自身波(bo)動性(xing)、間(jian)歇(xie)性(xing)的(de)缺陷限(xian)制，未來風光(guang)(guang)要(yao)實現高(gao)(gao)比例接入，必將與儲(chu)能(neng)(neng)結合。在(zai)2021年(nian)智能(neng)(neng)光(guang)(guang)儲(chu)設(she)計研討(tao)會上，中(zhong)(zhong)關村儲(chu)能(neng)(neng)產(chan)業技術聯盟秘(mi)書長(chang)劉(liu)為(wei)介紹(shao)，“2020年(nian)電(dian)化學儲(chu)能(neng)(neng)投入容量首次突破吉瓦大關，其中(zhong)(zhong)新能(neng)(neng)源并網(wang)占(zhan)比超過60%以上。”而(er)(er)硬幣的(de)另一(yi)(yi)面(mian)，儲(chu)能(neng)(neng)高(gao)(gao)價格、低壽命(7-10年(nian))給電(dian)站開發商帶來成本(ben)壓(ya)力，更為(wei)重要(yao)的(de)是在(zai)“一(yi)(yi)刀切”式的(de)政策下，業內對強配儲(chu)能(neng)(neng)一(yi)(yi)直(zhi)爭議不斷。地方力推，儲能成必選項(xiang)配置儲能已成為(wei)“十四五”期間建設光伏項目的必選項。據北極星太陽能光伏網統計，截至目前全國約20個地區出臺了光伏+儲能相關政策。2021開年以來，已有廣西、江西、貴州、山東、海南等12個地區要求新能源項目強配儲能，比例在5%~10%之間，連續儲能在2小時及以上。

一個苗頭是，部分(fen)地(di)區新(xin)能(neng)(neng)(neng)源(yuan)配置儲(chu)能(neng)(neng)(neng)政策已從新(xin)增(zeng)項目擴(kuo)大至(zhi)存量(liang)項目，項目類型(xing)延(yan)伸至(zhi)分(fen)布(bu)式(shi)光伏。如(ru)貴州省要求已投產(chan)風光項目在一年內配置儲(chu)能(neng)(neng)(neng)，納入省級年度計劃的(de)工商業(ye)分(fen)布(bu)式(shi)項目也需配備一定比例儲(chu)能(neng)(neng)(neng);廣西在2021平價光伏項目競爭配置評分辦法征求意見稿中提出新增項目配置低于5%不得分，已投運項目配置儲能裝置容量10%以上得5分，并要求連續儲能2小時及以上。

不僅如此，在各地“十四五”規劃中，風光水火儲一體化項目成為布局重點。而據統計，自2020年下半年至今，央企、民營企業簽約風光儲、風光火儲等大基地項目規模超百吉瓦。國網能源研究院預計，我國新型儲能(除抽水蓄能外)在2030年之后將迎來快速增長，2060年裝機規模將達4.2億千瓦(即420GW)左右，而2019年中國新型儲能累積裝機規模為2.1GW，這意味著未來風電、光伏等新能源結合儲能將有近200倍的增長空間。此外，據中關村儲能產業技術聯盟測算，基于儲能項目投資成本和系統壽命變化，預計到2050年儲能度電成本將下降1.8毛到2.7毛之間。成本優勢疊加市場空間，新能源配置儲能前景廣闊程度可見一斑。

“一刀切”政策或現不良

反應實現光儲(chu)平價(jia)是光伏擔當主(zhu)力能(neng)(neng)源(yuan)的必要(yao)條件(jian)，而(er)當下(xia)，成本是掣肘儲(chu)能(neng)(neng)發展的主(zhu)要(yao)因素之一。據業內測算，一座光伏電站(zhan)按每瓦3.5元、總規模100MW來計算，若配置20%、時長2小時的儲能項目，其初始投資將增加8%—10%。在儲能系統的成本構成中，電池成本占比約50%左右，通常電池的使用壽命為10年，電池的壽命直接影響了電站的可用容量，進而影響了儲能系統的度電成本(LOCS)。在“一刀切”式的配置比例政策下，部分業主為保收益難免出現“唯價格論”等行為。業內曾有調研，一座并網運行的電站首年容量損失就超過15%，電池實際放電量遠遠低于標準容量。實際上，業內對于新能源配置儲能的主要爭議在于儲能配備比例問題。此前個別地區將新能源配備儲能比例設置為20%，這種一配了之的政策最終因為缺乏明確的投資回收邏輯而擱淺。去年，湖南28家企業承諾為新能源項目配套建設儲能，但至今兌現者寥寥。一位業內專家直言，從與新能源相結合的儲能電站設計的經濟性考慮，結合實際應用場景來選擇最優的容量配置，是比較有效提高電站經濟性的方式。新能源配儲能的目的是與電網更好融合，從電站實際運行效果來看，“一刀切”的方式可能造成配置容量浪費。據中關村儲能產業技術聯盟測算，在“十四五”期間若配置20%的儲能，全國只有5個省市能夠實現光儲平價，有17個省市可以達到光伏平價，若配置5%的儲能，絕大部分地區都能夠實現光儲平價。

成熟商業模式待發掘

與強配儲(chu)能(neng)政策相比，一個合理(li)、成熟的(de)商業模式可以帶動企業自愿配置儲(chu)能(neng)。而(er)目前，業內對“誰受益，誰付費”的模式仍有爭議，電網、發電企業誰是收益者難界定。近兩年，以青海為代表的部分地區探索共享儲能模式，即以電網為紐帶，將獨立分散的電網側、電源側、用戶側儲能電站資源進行整合，由電網來進行統一協調。2019年4月，魯能海西州多能互補集成優化國家示范工程儲能電站進行了共享儲能交易試運營，市場化模式打破了單個電站獨享模式，為“共享儲能”提供了解決方案。除地方政府外，發電企業也在積極探索共享儲能模式。2020年11月，上海電氣格爾木美滿閔行儲能電站一期工程投運。據悉，這個項目是國內首座由獨立市場主體投資建設，并參與市場化運營的電網側共享儲能電站，一期建設規模為32兆瓦/64兆瓦時。前不久吉電股份發布公告稱，為探索和發展共享儲能電站項目，公司擬與長興太湖能谷科技有限公司、深圳市信業華誠基金管理有限公司成立合資公司，負責投資、建設發電側、電網側、用戶側的儲能系統項目等工作，公司主營業務包含包括風電、太陽能、氫能、儲能、充換電站等在內的開發、投資建設等。然而也有業內人士表示，當前共享儲能模式在全國不具備可復制性，且在電力市場透明度、公信度等方面仍存疑慮。盡管過程曲折，但隨著儲能成本下降，新能源配置儲能經濟性將有所體現。當前，設備企業在積極探索利用智能化手段降低儲能度電成本(LCOS)，前不久華為推出智能組串式儲能解決方案，可將LOCS降低10%。