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 “到2030年我國非化石能源在一次能源占比要從20%提升至25%，風(fēng)電、光伏發(fā)電累計裝機要達到12億千瓦以上。”在“雙碳”目標下，以光伏為代表的清潔能源正迎來前所未有的發(fā)展機遇。然而受光伏、風(fēng)電自身波動性、間歇性的缺陷限制，未來風(fēng)光要實現(xiàn)高比例接入，必將與儲能結(jié)合。

在2021年智能光儲設(shè)計研討會上，中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟秘書長劉為介紹，“2020年電化學(xué)儲能投入容量首次突破吉瓦大關(guān)，其中新能源并網(wǎng)占比超過60%以上。”而硬幣的另一面，儲能高價格、低壽命(7-10年)給電站開發(fā)商帶來成本壓力，更為重要的是在“一刀切”式的政策下，業(yè)內(nèi)對強配儲能一直爭議不斷。

地方力推，儲能成必選項

配置儲能已成為“十四五”期間建設(shè)光伏項目的必選項。據(jù)北極星太陽能光伏網(wǎng)統(tǒng)計，截至目前全國約20個地區(qū)出臺了光伏+儲能相關(guān)政策。2021開年以來，已有廣西、江西、貴州、山東、海南等12個地區(qū)要求新能源項目強配儲能，比例在5%~10%之間，連續(xù)儲能在2小時及以上。


一個苗頭是，部分地區(qū)新能源配置儲能政策已從新增項目擴大至存量項目，項目類型延伸至分布式光伏。如貴州省要求已投產(chǎn)風(fēng)光項目在一年內(nèi)配置儲能，納入省級年度計劃的工商業(yè)分布式項目也需配備一定比例儲能;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(xù)儲能2小時及以上。

不僅如此，在各地“十四五”規(guī)劃中，風(fēng)光水火儲一體化項目成為布局重點。而據(jù)統(tǒng)計，自2020年下半年至今，央企、民營企業(yè)簽約風(fēng)光儲、風(fēng)光火儲等大基地項目規(guī)模超百吉瓦。

國網(wǎng)能源研究院預(yù)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(guī)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(guī)模為2.1GW，這意味著未來風(fēng)電、光伏等新能源結(jié)合儲能將有近200倍的增長空間。

此外，據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟測算，基于儲能項目投資成本和系統(tǒng)壽命變化，預(yù)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(yōu)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(xiàn)不良反應(yīng)

實現(xiàn)光儲平價是光伏擔當主力能源的必要條件，而當下，成本是掣肘儲能發(fā)展的主要因素之一。據(jù)業(yè)內(nèi)測算，一座光伏電站按每瓦3.5元、總規(guī)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(tǒng)的成本構(gòu)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(tǒng)的度電成本(LOCS)。

在“一刀切”式的配置比例政策下，部分業(yè)主為保收益難免出現(xiàn)“唯價格論”等行為。業(yè)內(nèi)曾有調(diào)研，一座并網(wǎng)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(yè)內(nèi)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(qū)將新能源配備儲能比例設(shè)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(yè)承諾為新能源項目配套建設(shè)儲能，但至今兌現(xiàn)者寥寥。

一位業(yè)內(nèi)專家直言，從與新能源相結(jié)合的儲能電站設(shè)計的經(jīng)濟性考慮，結(jié)合實際應(yīng)用場景來選擇最優(yōu)的容量配置，是比較有效提高電站經(jīng)濟性的方式。新能源配儲能的目的是與電網(wǎng)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(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)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?qū)崿F(xiàn)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(qū)都能夠?qū)崿F(xiàn)光儲平價。

成熟商業(yè)模式待發(fā)掘

與強配儲能政策相比，一個合理、成熟的商業(yè)模式可以帶動企業(yè)自愿配置儲能。而目前，業(yè)內(nèi)對“誰受益，誰付費”的模式仍有爭議，電網(wǎng)、發(fā)電企業(yè)誰是收益者難界定。

近兩年，以青海為代表的部分地區(qū)探索共享儲能模式，即以電網(wǎng)為紐帶，將獨立分散的電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)、用戶側(cè)儲能電站資源進行整合，由電網(wǎng)來進行統(tǒng)一協(xié)調(diào)。2019年4月，魯能海西州多能互補集成優(yōu)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(fā)電企業(yè)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(jù)悉，這個項目是國內(nèi)首座由獨立市場主體投資建設(shè)，并參與市場化運營的電網(wǎng)側(cè)共享儲能電站，一期建設(shè)規(guī)模為32兆瓦/64兆瓦時。

前不久吉電股份（000875.SZ）發(fā)布公告稱，為探索和發(fā)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(yè)華誠基金管理有限公司成立合資公司，負責投資、建設(shè)發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)的儲能系統(tǒng)項目等工作，公司主營業(yè)務(wù)包含包括風(fēng)電、太陽能、氫能、儲能、充換電站等在內(nèi)的開發(fā)、投資建設(shè)等。

然而也有業(yè)內(nèi)人士表示，當前共享儲能模式在全國不具備可復(fù)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(jīng)濟性將有所體現(xiàn)。當前，設(shè)備企業(yè)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%。
原標題：光伏強配儲能AB面：地方力推、成本掣肘、模式待解