光伏平价上网有望开启“光伏+储能”市场发展新征程

　　太阳能光伏网讯:2019年，我国的光伏产业正经历着从补贴向无补贴时代过渡的调整期，即将迈入平价上网时代，这也意味着，光伏发电将要直接面对传统化石燃料发电的竞争。众所周知，光伏发电具有不稳定、不连续的特性，发电量和电能质量受天气影响因素大，规模化发展后的电网消纳等问题，都是光伏发电相对传统化石燃料发电的劣势，并且电力系统也将面临全新的挑战。在这种情况下，储能的价值将会得到充分体现，它既可以平抑发电波动、改善电能质量、存储余电、解决消纳问题，又可以提升电网调度的灵活性。光伏发电的平价上网有望开启“光伏+储能”市场发展的新征程。

　　根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2019年底，中国已投运的、与光伏配套建设的储能项目（含熔融盐储热项目，以下简称“光储项目”）的累计装机规模为800.1MW，同比增长66.8%，占中国已投运储能项目（含物理储能、电化学储能和熔融盐储热项目）总规模的2.5%。2019年，新增投运光储项目的装机规模为320.5MW，同比增长16.2%。黄河水电、鲁能集团、协合新能源等新能源企业对储能的理解和认识逐步加深，也更加认同储能为光伏电站带来的价值。

　　根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2019年底，中国已投运的、与集中式光伏电站配套建设的储能项目累计装机规模为625.1MW，占全部光储项目总规模的78.1%。从地区分布上看，项目主要分布在我国的“三北”地区，其中，青海的累计投运规模最大，为294.3MW，占比达到47.1%。2019年，国网青海电力公司创新提出共享储能理念，建立了全国首个共享储能区块链平台，通过双边协商、市场竞价和电网调度三种交易模式，开创了国内储能电站与新能源企业间市场化交易的先河，推动了储能在促进新能源消纳方面的规模化应用，为集中式光储开启了一个新的市场。此外，青海省还有两个熔融盐储热项目均于2019年9月成功并网运行，分别是位于共和的中电建50MW熔盐塔式光热电站项目和位于格尔木的鲁能多能互补集成优化示范工程中50MW塔式光热电站项目。

　　根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2019年底，中国已投运的、与分布式光伏配套建设的储能项目累计装机规模为175.0MW，占全部光储项目总规模的21.9%。分布式光储项目的应用场景相对比较多样，主要包括偏远地区光储、工业光储、光储充式电站、海岛光储和军方光储等。其中，偏远地区光储项目的累计投运规模最大，为69.1MW，占比达到39.5%，比去年同期下降近14个百分点，而工业光储项目的占比则比去年同期提升了近8个百分点，利用光储模式降低电费支出的工业用户越来越多。

　　项目位于青海省海西蒙古藏族自治州格尔木市光伏产业园内，总包单位为华能集团。光伏电站规模为180MW，储能系统规模为1.5MW/3.5MWh，采用铅炭电池和磷酸铁锂电池，通过日均充放电一次的策略进行弃光存储。项目于2018年1月投运，整体投资95万元。

　　项目采用了分布式直流侧光伏储能技术，如图4所示，解决了储能系统与光伏电站间接入匹配问题。与传统交流侧光伏储能技术相比，分布式直流侧光伏储能技术的应用，不仅减少了光伏组件与电池之间的功率变化，还可以充分利用原光伏逆变器系统的逆变设备、升压设备和电缆线路，太阳能门户，以减少设备投资和占地。另外，直流侧接入不影响光伏电站的原有出线容量，也不涉及新增并网设备的相关报批，太阳能，避免了手续繁杂带来的各种问题。对于早期上网电价较高的光伏电站，通过储能改造，可以显著增加光伏系统的并网发电量和经济收益。

　　案例中的光伏电站属于比较早期的电站，上网电价为1元/kWh，以250kW/500kWh铅炭储能系统为例进行测算，接入光伏电站，其所发电量可享受与光伏电站一样的上网电价，储能系统年充放电次数4000次，年增发电量约为150000kWh，年增发电量收益约15万元，项目投资回收期约6.96年。目前来说，针对上网电价在0.9元/ kWh以上的光伏电站进行改造或新增储能系统，是具有经济价值的。而随着储能电池成本的不断下降，上网电价在0.7元/kWh以上的光伏电站是可以考虑选择新增储能系统的。

　　项目位于深圳市坪山新区比亚迪厂区，由比亚迪电力科学研究院自主承建，于2013年9月开工，2014年7月竣工，占地面积1500平方米，建设容量20MW/40MWh，总投资1.48亿元。电站由中压系统、消防系统、通风系统、能量转换系统、电池及电池管理系统组成，其中能量转换系统、电池及电池管理系统均是比亚迪自主研发产品。整个电站由59000节220ah电芯，128个160kW PCS系统组成，设计寿命20年。电站的主要功能是平滑光伏发电，峰谷电量搬移，实现工业园区用电负荷自主调节。

　　根据当时电站实际运行数据显示：电站结合园区12MW屋顶光伏发电系统，夜间存储低谷电量，园区的实时用电可以根据外部条件实现光伏发电、储能电站和电网取电的动态优化配比方案。经测算，仅从为园区节省的电费和大工业用电基础容量费两项考虑，预计八年可以收回成本，在峰谷电价差较大的地区，在当时已初显商业化价值。

　　从分布式光储项目的共性上看，储能模块的有无，跟光伏发电收益的关系不大，主要取决于用户侧的峰谷价差大小，而从目前来看，在现有储能技术成本条件下，峰谷价差在0.75元/kWh以上的地区，才具有开发此类项目的经济价值。

　　从近两年发布的与光储相关的政策来看，对光储应用影响较大的除了“531”新政这类国家级政策以外，还包括安徽、新疆、西藏、山东、江苏等省以及西北等区域发布的地方级政策。现将这些政策总结如下：

　　2018年5月31日，国家发展改革委下发了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（简称“531”新政），收紧了光伏的补贴标准和指标，明确了未来光伏产业平价上网和无补贴的发展基调。光伏企业纷纷把目光投向储能，并将光储结合作为未来光伏走向市场化的出路之一。

　　2018年9月，合肥市政府发布首个分布式光伏储能补贴政策——《关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见》，鼓励光储应用，对储能系统给予1元/kWh充电量补贴。

　　2018年底，西北能监局发布新版“两个细则”，中国太阳能网，加强了可再生能源场站的考核精度和罚款力度，同时也提高了补偿的种类和标准，考核与补偿日益差异化。新能源企业可以通过新增加储能设备优化场站运行能力，既减少相关考核量，又增加补偿收益。

　　2019年6月，新疆发改委正式发布《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》，对于新增储能系统的光伏电站，将增加100小时的优先发电电量，持续五年。

　　2019年8月，山东能源局印发《关于做好我省平价上网项目电网接入工作的通知》，鼓励较大规模的集中式光伏电站自主配备适当比例的储能设施，减少弃光风险。

　　2019年12月，江苏能监办先后发布《关于促进新能源并网消纳有关意见的通知》和《江苏省分布式发电市场化交易规则（试行）》，鼓励新能源发电企业配置一定比例的电源侧储能设施，支持储能项目参与电力辅助服务市场，推动储能系统与新能源协调运行，进一步提升系统调节能力；指出分布式发电项目应采取安装储能设施等手段提升供电灵活性和稳定性，也可采取多能互补方式建设。

　　其中，新疆的政策，针对集中式光储项目，虽然给予项目100小时的优先发电电量，但经过一些项目运营商的测算，投资回报率并不理想，即便如此，这类项目仍然存在一些潜在的盈利点。目前，西北五省的辅助服务改革，包括电力现货市场的建设，都在进行中。未来，太阳能，光储项目也很有机会参与提供调峰、调频辅助服务，参与可再生能源电力交易。另外，在经济性并不理想的当下，一些企业依然选择布局建设光储项目，也是为未来潜在盈利点积累项目经验和创造机会，而这类项目的商业模式，所有权、资金方案，太阳能发电网，角色分工，合作模式等，也都在探索中。

　　中国的光储发展趋势与光伏发展趋势息息相关，从初期主要依靠现有光伏补贴政策，以及个别省市的光储补贴政策，通过峰谷价差节省电费，通过提高供电可靠性和电能质量减少损失，逐渐向支持光伏发电的自发自用、促进光伏发电的就地消纳这一模式来转变，在这个时期，光伏补贴开始退坡，市场化初期初现，光储项目除了可以提高光伏发电的收益以外，还能延缓配网投资，提高供电稳定性，另外，还能提供一些配售电的增值服务。未来，用户可以通过光储应用规避高电价，以降低电力成本，还可以通过光储应用参与辅助服务市场，参与电力市场交易，获取额外收益。同时，这个时期，还将会涌现出多种商业模式，正式进入全面市场化阶段。

　　全球能源转型是大势所趋，高比例可再生能源是未来全球能源转型的方向，而在高比例可再生能源结构中，光伏发电的占比是最大的。根据国际可再生能源署（IRENA）预测，到2050年，全球光伏发电的装机规模将达到8519GW，风电的装机规模为6014GW，二者合计占全球电力装机的72.5%。可再生能源的大发展，需要储能等灵活性资源作为支撑。根据IRENA针对全球储能市场的预测显示，在基准场景下，到2030年，全球固定式储能电站容量将达到100-167GWh，在理想场景下，这一数字将达到181-421GWh，无论哪种场景，应用于光伏电量时移的储能容量都是占比最大的。

　　因此，未来，在向高比例可再生能源转型和规模化发展光伏发电的进程中，光储模式将成为储能未来发展的一个主要模式，储能将会迎来巨大的潜在市场。

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　　本文统计了9月至今日发布的共计2.85GW光伏电站EPC以及1.9GW组件开标信息。其中，EPC项目业主单位以国企/央企为主，这也从侧面反映出，在竞价及平价项目中，国有企业已经成为绝对的主力。具体来说，中广核603MW、广州发展410MW、中节能345MW、晋能集团220MW，中民投200MW、湖北能源集团190MW、华能180MW