一、中國光儲市場(chǎng)規模
根據CNESA全球儲能項目庫的不完全統計，截至2019年底，中國已投運的、與光伏配套建設的儲能項目(含熔融鹽儲熱項目，以下簡(jiǎn)稱(chēng)“光儲項目”)的累計裝機規模為800.1MW，同比增長(cháng)66.8%，占中國已投運儲能項目(含物理儲能、電化學(xué)儲能和熔融鹽儲熱項目)總規模的2.5%。2019年，新增投運光儲項目的裝機規模為320.5MW，同比增長(cháng)16.2%。黃河水電、魯能集團、協(xié)合新能源等新能源企業(yè)對儲能的理解和認識逐步加深，也更加認同儲能為光伏電站帶來(lái)的價(jià)值。
圖1：中國已投運光儲項目的累計裝機規模(2016-2019年)
數據來(lái)源：CNESA全球儲能項目庫
1、集中式光儲項目
根據CNESA全球儲能項目庫的不完全統計，截至2019年底，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模為625.1MW，占全部光儲項目總規模的78.1%。從地區分布上看，項目主要分布在我國的“三北”地區，其中，青海的累計投運規模最大，為294.3MW，占比達到47.1%。2019年，國網(wǎng)青海電力公司創(chuàng )新提出共享儲能理念，建立了全國首個(gè)共享儲能區塊鏈平臺，通過(guò)雙邊協(xié)商、市場(chǎng)競價(jià)和電網(wǎng)調度三種交易模式，開(kāi)創(chuàng )了國內儲能電站與新能源企業(yè)間市場(chǎng)化交易的先河，推動(dòng)了儲能在促進(jìn)新能源消納方面的規?；瘧?，為集中式光儲開(kāi)啟了一個(gè)新的市場(chǎng)。此外，青海省還有兩個(gè)熔融鹽儲熱項目均于2019年9月成功并網(wǎng)運行，分別是位于共和的中電建50MW熔鹽塔式光熱電站項目和位于格爾木的魯能多能互補集成優(yōu)化示范工程中50MW塔式光熱電站項目。
圖2：中國已投運集中式光儲電站項目的地區分布(MW%)
數據來(lái)源：CNESA全球儲能項目庫
2、分布式光儲項目
根據CNESA全球儲能項目庫的不完全統計，截至2019年底，中國已投運的、與分布式光伏配套建設的儲能項目累計裝機規模為175.0MW，占全部光儲項目總規模的21.9%。分布式光儲項目的應用場(chǎng)景相對比較多樣，主要包括偏遠地區光儲、工業(yè)光儲、光儲充式電站、海島光儲和軍方光儲等。其中，偏遠地區光儲項目的累計投運規模最大，為69.1MW，占比達到39.5%，比去年同期下降近14個(gè)百分點(diǎn)，而工業(yè)光儲項目的占比則比去年同期提升了近8個(gè)百分點(diǎn)，利用光儲模式降低電費支出的工業(yè)用戶(hù)越來(lái)越多。
圖3：中國已投運分布式光儲項目的應用場(chǎng)景分布(MW%)
數據來(lái)源：CNESA全球儲能項目庫
二、中國光儲項目案例分析
1、青海格爾木直流側光伏電站儲能項目
項目位于青海省海西蒙古藏族自治州格爾木市光伏產(chǎn)業(yè)園內，總包單位為華能集團。光伏電站規模為180MW，儲能系統規模為1.5MW/3.5MWh，采用鉛炭電池和磷酸鐵鋰電池，通過(guò)日均充放電一次的策略進(jìn)行棄光存儲。項目于2018年1月投運，整體投資95萬(wàn)元。
圖4：光伏電站分布式直流側儲能技術(shù)示意圖
圖片來(lái)源：華能集團清潔能源技術(shù)研究院
項目采用了分布式直流側光伏儲能技術(shù)，如圖4所示，解決了儲能系統與光伏電站間接入匹配問(wèn)題。與傳統交流側光伏儲能技術(shù)相比，分布式直流側光伏儲能技術(shù)的應用，不僅減少了光伏組件與電池之間的功率變化，還可以充分利用原光伏逆變器系統的逆變設備、升壓設備和電纜線(xiàn)路，以減少設備投資和占地。另外，直流側接入不影響光伏電站的原有出線(xiàn)容量，也不涉及新增并網(wǎng)設備的相關(guān)報批，避免了手續繁雜帶來(lái)的各種問(wèn)題。對于早期上網(wǎng)電價(jià)較高的光伏電站，通過(guò)儲能改造，可以顯著(zhù)增加光伏系統的并網(wǎng)發(fā)電量和經(jīng)濟收益。
案例中的光伏電站屬于比較早期的電站，上網(wǎng)電價(jià)為1元/kWh，以250kW/500kWh鉛炭?jì)δ芟到y為例進(jìn)行測算，接入光伏電站，其所發(fā)電量可享受與光伏電站一樣的上網(wǎng)電價(jià)，儲能系統年充放電次數4000次，年增發(fā)電量約為150000kWh，年增發(fā)電量收益約15萬(wàn)元，項目投資回收期約6.96年。目前來(lái)說(shuō)，針對上網(wǎng)電價(jià)在0.9元/ kWh以上的光伏電站進(jìn)行改造或新增儲能系統，是具有經(jīng)濟價(jià)值的。而隨著(zhù)儲能電池成本的不斷下降，上網(wǎng)電價(jià)在0.7元/kWh以上的光伏電站是可以考慮選擇新增儲能系統的。
2、比亞迪工業(yè)園新能源微電網(wǎng)項目
項目位于深圳市坪山新區比亞迪廠(chǎng)區，由比亞迪電力科學(xué)研究院自主承建，于2013年9月開(kāi)工，2014年7月竣工，占地面積1500平方米，建設容量20MW/40MWh，總投資1.48億元。電站由中壓系統、消防系統、通風(fēng)系統、能量轉換系統、電池及電池管理系統組成，其中能量轉換系統、電池及電池管理系統均是比亞迪自主研發(fā)產(chǎn)品。整個(gè)電站由59000節220ah電芯，128個(gè)160kW PCS系統組成，設計壽命20年。電站的主要功能是平滑光伏發(fā)電，峰谷電量搬移，實(shí)現工業(yè)園區用電負荷自主調節。
根據當時(shí)電站實(shí)際運行數據顯示：電站結合園區12MW屋頂光伏發(fā)電系統，夜間存儲低谷電量，園區的實(shí)時(shí)用電可以根據外部條件實(shí)現光伏發(fā)電、儲能電站和電網(wǎng)取電的動(dòng)態(tài)優(yōu)化配比方案。經(jīng)測算，僅從為園區節省的電費和大工業(yè)用電基礎容量費兩項考慮，預計八年可以收回成本，在峰谷電價(jià)差較大的地區，在當時(shí)已初顯商業(yè)化價(jià)值。
從分布式光儲項目的共性上看，儲能模塊的有無(wú)，跟光伏發(fā)電收益的關(guān)系不大，主要取決于用戶(hù)側的峰谷價(jià)差大小，而從目前來(lái)看，在現有儲能技術(shù)成本條件下，峰谷價(jià)差在0.75元/kWh以上的地區，才具有開(kāi)發(fā)此類(lèi)項目的經(jīng)濟價(jià)值。
三、中國光儲政策環(huán)境
從近兩年發(fā)布的與光儲相關(guān)的政策來(lái)看，對光儲應用影響較大的除了“531”新政這類(lèi)國家級政策以外，還包括安徽、新疆、西藏、山東、江蘇等省以及西北等區域發(fā)布的地方級政策?，F將這些政策總結如下：
2018年5月31日，國家發(fā)展改革委下發(fā)了《關(guān)于2018年光伏發(fā)電有關(guān)事項的通知》(簡(jiǎn)稱(chēng)“531”新政)，收緊了光伏的補貼標準和指標，明確了未來(lái)光伏產(chǎn)業(yè)平價(jià)上網(wǎng)和無(wú)補貼的發(fā)展基調。光伏企業(yè)紛紛把目光投向儲能，并將光儲結合作為未來(lái)光伏走向市場(chǎng)化的出路之一。
2018年9月，合肥市政府發(fā)布首個(gè)分布式光伏儲能補貼政策——《關(guān)于進(jìn)一步促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)持續健康發(fā)展的意見(jiàn)》，鼓勵光儲應用，對儲能系統給予1元/kWh充電量補貼。
2018年底，西北能監局發(fā)布新版“兩個(gè)細則”，加強了可再生能源場(chǎng)站的考核精度和罰款力度，同時(shí)也提高了補償的種類(lèi)和標準，考核與補償日益差異化。新能源企業(yè)可以通過(guò)新增加儲能設備優(yōu)化場(chǎng)站運行能力，既減少相關(guān)考核量，又增加補償收益。
2019年6月，新疆發(fā)改委正式發(fā)布《關(guān)于在全疆開(kāi)展發(fā)電側儲能電站建設試點(diǎn)的通知》，對于新增儲能系統的光伏電站，將增加100小時(shí)的優(yōu)先發(fā)電電量，持續五年。
2019年8月，山東能源局印發(fā)《關(guān)于做好我省平價(jià)上網(wǎng)項目電網(wǎng)接入工作的通知》，鼓勵較大規模的集中式光伏電站自主配備適當比例的儲能設施，減少棄光風(fēng)險。
2019年12月，江蘇能監辦先后發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)新能源并網(wǎng)消納有關(guān)意見(jiàn)的通知》和《江蘇省分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易規則(試行)》，鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)配置一定比例的電源側儲能設施，支持儲能項目參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)，推動(dòng)儲能系統與新能源協(xié)調運行，進(jìn)一步提升系統調節能力;指出分布式發(fā)電項目應采取安裝儲能設施等手段提升供電靈活性和穩定性，也可采取多能互補方式建設。
其中，新疆的政策，針對集中式光儲項目，雖然給予項目100小時(shí)的優(yōu)先發(fā)電電量，但經(jīng)過(guò)一些項目運營(yíng)商的測算，投資回報率并不理想，即便如此，這類(lèi)項目仍然存在一些潛在的盈利點(diǎn)。目前，西北五省的輔助服務(wù)改革，包括電力現貨市場(chǎng)的建設，都在進(jìn)行中。未來(lái)，光儲項目也很有機會(huì )參與提供調峰、調頻輔助服務(wù)，參與可再生能源電力交易。另外，在經(jīng)濟性并不理想的當下，一些企業(yè)依然選擇布局建設光儲項目，也是為未來(lái)潛在盈利點(diǎn)積累項目經(jīng)驗和創(chuàng )造機會(huì )，而這類(lèi)項目的商業(yè)模式，所有權、資金方案，角色分工，合作模式等，也都在探索中。
四、光儲市場(chǎng)發(fā)展趨勢
中國的光儲發(fā)展趨勢與光伏發(fā)展趨勢息息相關(guān)，從初期主要依靠現有光伏補貼政策，以及個(gè)別省市的光儲補貼政策，通過(guò)峰谷價(jià)差節省電費，通過(guò)提高供電可靠性和電能質(zhì)量減少損失，逐漸向支持光伏發(fā)電的自發(fā)自用、促進(jìn)光伏發(fā)電的就地消納這一模式來(lái)轉變，在這個(gè)時(shí)期，光伏補貼開(kāi)始退坡，市場(chǎng)化初期初現，光儲項目除了可以提高光伏發(fā)電的收益以外，還能延緩配網(wǎng)投資，提高供電穩定性，另外，還能提供一些配售電的增值服務(wù)。未來(lái)，用戶(hù)可以通過(guò)光儲應用規避高電價(jià)，以降低電力成本，還可以通過(guò)光儲應用參與輔助服務(wù)市場(chǎng)，參與電力市場(chǎng)交易，獲取額外收益。同時(shí)，這個(gè)時(shí)期，還將會(huì )涌現出多種商業(yè)模式，正式進(jìn)入全面市場(chǎng)化階段。
全球能源轉型是大勢所趨，高比例可再生能源是未來(lái)全球能源轉型的方向，而在高比例可再生能源結構中，光伏發(fā)電的占比是最大的。根據國際可再生能源署(IRENA)預測，到2050年，全球光伏發(fā)電的裝機規模將達到8519GW，風(fēng)電的裝機規模為6014GW，二者合計占全球電力裝機的72.5%?？稍偕茉吹拇蟀l(fā)展，需要儲能等靈活性資源作為支撐。根據IRENA針對全球儲能市場(chǎng)的預測顯示，在基準場(chǎng)景下，到2030年，全球固定式儲能電站容量將達到100-167GWh，在理想場(chǎng)景下，這一數字將達到181-421GWh，無(wú)論哪種場(chǎng)景，應用于光伏電量時(shí)移的儲能容量都是占比最大的。
因此，未來(lái)，在向高比例可再生能源轉型和規?；l(fā)展光伏發(fā)電的進(jìn)程中，光儲模式將成為儲能未來(lái)發(fā)展的一個(gè)主要模式，儲能將會(huì )迎來(lái)巨大的潛在市場(chǎng)。
