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下載手機APP日前多個省份陸續(xù)發(fā)布了2020年風電、光伏發(fā)電建設方案和申報要求，與往年不同，內(nèi)蒙、河南、遼寧、湖南等省份均提出了優(yōu)先支持配置儲能的新能源發(fā)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(wǎng)山東發(fā)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(jù)976MW的申報競價項目承諾，儲能配置規(guī)模按項目裝機規(guī)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(jù)目前國網(wǎng)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(tǒng)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(wǎng)的沖刺階段，2019年至今國內(nèi)光伏供應鏈各環(huán)節(jié)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(tǒng)計
而對于2020年因疫情沖擊后政府重點紆困地區(qū)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(nèi)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(fā)電項目，優(yōu)先配置風儲項目。
“然而，與風電相比，光伏發(fā)電可預測性更好，且具有一定的規(guī)律性，儲能可實現(xiàn)定期充放，利用率相對較高;同時光伏發(fā)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(wǎng)能源研究院時智勇指出。但是如果為滿足儲能優(yōu)先配置風儲項目而對光伏項目開發(fā)進行阻礙，最后很有可能因為項目經(jīng)濟性導致兩類電站皆無法順利落地。
集中式項目或成國內(nèi)儲能突破口
目前來看，受技術經(jīng)濟性影響，電化學儲能現(xiàn)階段僅適合作為中國新能源發(fā)電調(diào)峰的補充措施。在國外，由于項目客戶對儲能的使用規(guī)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(yè)達不到合同的要求，將會面臨被罰款。
對國內(nèi)來說，雖然各方在電站投運之前都簽訂了相關協(xié)議，但從目前實際效果來看，很多電網(wǎng)側(cè)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(yè)內(nèi)企業(yè)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(qū)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(jù)CNESA全球儲能項目庫的不完全統(tǒng)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(guī)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(guī)模為625.1MW，占全部光儲項目總規(guī)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(guī)模
來源：CNESA不完全統(tǒng)計數(shù)據(jù)
目前，國內(nèi)光儲項目主要分布在我國的“三北”地區(qū)，其中青海的累計投運規(guī)模最大為294.3MW，占比達到47.1%。
從近期國內(nèi)“光伏+儲能”的項目動態(tài)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(yōu)化新能源消納重要方式，“集中式光伏+儲能”或?qū)⒓铀俪蔀閲鴥?nèi)寄予厚望的儲能應用場景。
在內(nèi)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(tǒng)，其項目儲能配比約為6%，未來將進一步驗證國內(nèi)超大型光伏電站搭配儲能的經(jīng)濟性。 集邦新能源網(wǎng)
