内蒙古、新疆、西藏、山东、青海……光伏电站配置储能之风愈演愈烈

:连日来，有关光伏电站配置储能的讨论再次登上风口浪尖。

3月19日，华能新泰100MW光伏竞价项目发布储能装置招标公告，招标容量为5MW/10MWh。这也是首个公开招标储能系统的光伏竞价项目。

紧接着，内蒙古自治区印发《2020年光伏发电项目竞争配置方案》，明确优先支持光伏+储能建设。若普通光伏电站配置储能系统，则应保证储能系统时长为1小时及以上，配置容量达到项目建设规模的5%及以上。

无独有偶，《新疆电网发电侧储能管理办法》最新征求意见，鼓励光伏电站等发电企业等投资建设电储能设施。

储能对于光伏电站的利好毋庸置疑，促进光伏消纳减少弃光，提高电力品质和可靠性，保证系统稳定等。

然而，在主流竞价模式下，以及即将到来的平价时代，光伏电站盈利已被极度压缩，额外增加约1MWh200万元的储能支出无疑雪上加霜。

不过，现实的另外一面则是，基于未来大规模新能源接入电网的可靠局面，地方政府积极推动储能建设，新能源配置储能必将是大势所趋。以此为导，以华能为代表的电站投资企业也已主动应变。

地方政府力推储能

3月30日，新疆发改委印发《新疆电网发电侧储能管理办法》征求意见稿。文件提出，鼓励光伏、风电等发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，要求充电功率在1万千瓦及以上、持续充电时间2小时以上。

此外，新疆文件明确，对电储能充电电量进行补偿，标准为0.55元/千瓦时。该储能补贴由各火电厂、风电场、光伏电站按照月度实时深度调峰有偿服务补偿费用承担比例进行支付。业内人士解读，实际上即“共享储能”，补贴费用均摊。

值得重视的是，这并不是新疆第一次发文推动储能建设。2019年2月，新疆下发《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》，鼓励光伏电站合理配置储能系统，容量按照光伏电站装机容量20%配置。对于配置储能的光伏电站，原则上增加100小时计划电量。

2019年7月，新疆再次发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，决定在喀什、和田、克州、阿克苏南疆四地州布局不超过350MW光伏储能联合运行试点项目，储能系统原则上按照不低于光伏电站装机容量15%、且额定功率下的储能时长不低于2小时配置。7月底，首批光储试点项目名单正式发布，共36个项目进入名单，总规模221MW/446MWh。按照要求，首批试点项目应于2019年10月31日前建成投运。

然而，新疆开创先河的首批光储试点项目结局并不美好。2019年12月底，鉴于仅少量项目开工建设，新疆发改委决定取消31个项目，仅留下粤水电、中广核、新华水电、中电投阿克苏和中电投和田5个试点项目。从知情人士处获悉，被取消的试点项目，主要还是经济性问题阻碍了最终项目落实。

饱受打击之后，新疆2020年再以补贴助力发电侧储能建设，地方政府对储能的力推决心可见一斑。

新疆也并不唯一力推储能的地方政府。就2020年光伏发电项目竞争性配置，内蒙古明确优先支持光伏+储能建设。

虽并未强制，但蒙东地区电价降价空间达0.0965元，蒙西地区0.0671元，均是竞价项目的优势区域。据西北勘测设计研究院新能源工程院资源与总图所所长惠星介绍，降价空间大于0.08元的地区竞价项目竞争将非常激烈。以此，光伏+储能优先之下，配置储能或不得而为。

新疆、内蒙古之外，山东也曾发文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；青海曾要求风电项目按照建设规模的10%配套建设储能装置，不过文件一经发布便受到业内企业和专家的强烈质疑，最终被撤销；此外，西藏2019年8月开启首批光伏储能示范项目征集，总储能规模达1.12GWh；安徽合肥2019年启动光伏储能系统应用申报，并对储能系统充电量给予1元/千瓦时补贴。

光伏电站“不可承受之重”

储能按照应用领域可分为电网侧、电源侧和用户侧。

电网侧储能主要由电网企业投资建设，2018年电网侧建设的几座百兆瓦级电化学储能电站主要采用租赁模式，即电网公司“兜底”支付费用租赁建成储能电站的容量和电量。为此，电网公司希望将储能资产归入输配电价从而疏导投资收益。

然而，储能并未进入输配电价，电网公司给予希望的“租赁模式”最终落空。

在电网侧储能之路被封之下，储能建设的重担便落至电源侧即新能源企业。

就光伏电站站内储能而言，业内专家王斯成在公开会议上表示，如果是分布式光伏系统，由于度电成本低于电网零售电价，价差足以支撑储能安装。

以江苏地区为例，按照2019年4月起执行的最新版峰谷分时销售电价计算，一般工商业（不满1kV）峰谷价差0.8406元/kWh，谷平价差0.3703元/kWh，若储能电站保证6%的内部收益率，约7年左右可收回成本。

而全额上网普通光伏电站，“目前配置储能的经济性还达不到，新疆被取消的31个光储项目就是最好的说明。”某业内人士表示。

国家能源局数据显示，2019年，I类、II类、III类资源区普通光伏电站最低电价分别为0.2795元/kWh、0.3298元/kWh、0.3570元/kWh。据王斯成测算，若2021年全面平价，三类资源区光伏电价必须分别做到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时数计算，2021年后三类资源的平价光伏项目盈利存疑。

若自顾不暇，储能对于光伏电站无疑是“不可承受之重”。

“强制配置储能肯定不对，如青海、山东、新疆、内蒙古。”王斯成强调。在他看来，站内储能需要靠市场化交易和分时电价体系的建立，通过商业化的手段促使光伏电站安装储能系统。

从替代能源到主力能源，光伏电力晋升之路必然离不开储能的支撑，储能也必然是未来光伏电站的标配。然而，事实上，两者紧密“合体”仍需各自进一步“瘦身”。

此外，储能模式的创新或是破题之举，如新疆所推崇的“共享储能”，青海也于2019年启动共享储能调峰辅助服务市场试点。