一、中國光儲市場規(guī)模
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、與光伏配套建設的儲能項目(含熔融鹽儲熱項目，以下簡稱“光儲項目”)的累計裝機規(guī)模為800.1MW，同比增長66.8%，占中國已投運儲能項目(含物理儲能、電化學儲能和熔融鹽儲熱項目)總規(guī)模的2.5%。2019年，新增投運光儲項目的裝機規(guī)模為320.5MW，同比增長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的價值。
圖1：中國已投運光儲項目的累計裝機規(guī)模(2016-2019年)
數(shù)據(jù)來源：CNESA全球儲能項目庫
1、集中式光儲項目
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、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%。從地區(qū)分布上看，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%。2019年，國網(wǎng)青海電力公司創(chuàng)新提出共享儲能理念，建立了全國首個共享儲能區(qū)塊鏈平臺，通過雙邊協(xié)商、市場競價和電網(wǎng)調(diào)度三種交易模式，開創(chuàng)了國內(nèi)儲能電站與新能源企業(yè)間市場化交易的先河，推動了儲能在促進新能源消納方面的規(guī)模化應用，為集中式光儲開啟了一個新的市場。此外，青海省還有兩個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(qū)分布(MW%)
數(shù)據(jù)來源：CNESA全球儲能項目庫
2、分布式光儲項目
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、與分布式光伏配套建設的儲能項目累計裝機規(guī)模為175.0MW，占全部光儲項目總規(guī)模的21.9%。分布式光儲項目的應用場景相對比較多樣，主要包括偏遠地區(qū)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(qū)光儲項目的累計投運規(guī)模最大，為69.1MW，占比達到39.5%，比去年同期下降近14個百分點，而工業(yè)光儲項目的占比則比去年同期提升了近8個百分點，利用光儲模式降低電費支出的工業(yè)用戶越來越多。
圖3：中國已投運分布式光儲項目的應用場景分布(MW%)
數(shù)據(jù)來源：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(cè)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(nèi)，總包單位為華能集團。光伏電站規(guī)模為180MW，儲能系統(tǒng)規(guī)模為1.5MW/3.5MWh，采用鉛炭電池和磷酸鐵鋰電池，通過日均充放電一次的策略進行棄光存儲。項目于2018年1月投運，整體投資95萬元。
圖4：光伏電站分布式直流側(cè)儲能技術示意圖
圖片來源：華能集團清潔能源技術研究院
項目采用了分布式直流側(cè)光伏儲能技術，如圖4所示，解決了儲能系統(tǒng)與光伏電站間接入匹配問題。與傳統(tǒng)交流側(cè)光伏儲能技術相比，分布式直流側(cè)光伏儲能技術的應用，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(tǒng)的逆變設備、升壓設備和電纜線路，以減少設備投資和占地。另外，直流側(cè)接入不影響光伏電站的原有出線容量，也不涉及新增并網(wǎng)設備的相關報批，避免了手續(xù)繁雜帶來的各種問題。對于早期上網(wǎng)電價較高的光伏電站，通過儲能改造，可以顯著增加光伏系統(tǒng)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)電價為1元/kWh，以250kW/500kWh鉛炭儲能系統(tǒng)為例進行測算，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，儲能系統(tǒng)年充放電次數(shù)4000次，年增發(fā)電量約為150000kWh，年增發(fā)電量收益約15萬元，項目投資回收期約6.96年。目前來說，針對上網(wǎng)電價在0.9元/ kWh以上的光伏電站進行改造或新增儲能系統(tǒng)，是具有經(jīng)濟價值的。而隨著儲能電池成本的不斷下降，上網(wǎng)電價在0.7元/kWh以上的光伏電站是可以考慮選擇新增儲能系統(tǒng)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(qū)比亞迪廠區(qū)，由比亞迪電力科學研究院自主承建，于2013年9月開工，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(tǒng)、消防系統(tǒng)、通風系統(tǒng)、能量轉(zhuǎn)換系統(tǒng)、電池及電池管理系統(tǒng)組成，其中能量轉(zhuǎn)換系統(tǒng)、電池及電池管理系統(tǒng)均是比亞迪自主研發(fā)產(chǎn)品。整個電站由59000節(jié)220ah電芯，128個160kW PCS系統(tǒng)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，實現(xiàn)工業(yè)園區(qū)用電負荷自主調(diào)節(jié)。
根據(jù)當時電站實際運行數(shù)據(jù)顯示：電站結合園區(qū)12MW屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)，夜間存儲低谷電量，園區(qū)的實時用電可以根據(jù)外部條件實現(xiàn)光伏發(fā)電、儲能電站和電網(wǎng)取電的動態(tài)優(yōu)化配比方案。經(jīng)測算，僅從為園區(qū)節(jié)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，在峰谷電價差較大的地區(qū)，在當時已初顯商業(yè)化價值。
從分布式光儲項目的共性上看，儲能模塊的有無，跟光伏發(fā)電收益的關系不大，主要取決于用戶側(cè)的峰谷價差大小，而從目前來看，在現(xiàn)有儲能技術成本條件下，峰谷價差在0.75元/kWh以上的地區(qū)，才具有開發(fā)此類項目的經(jīng)濟價值。
三、中國光儲政策環(huán)境
從近兩年發(fā)布的與光儲相關的政策來看，對光儲應用影響較大的除了“531”新政這類國家級政策以外，還包括安徽、新疆、西藏、山東、江蘇等省以及西北等區(qū)域發(fā)布的地方級政策?，F(xiàn)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《關于2018年光伏發(fā)電有關事項的通知》(簡稱“531”新政)，收緊了光伏的補貼標準和指標，明確了未來光伏產(chǎn)業(yè)平價上網(wǎng)和無補貼的發(fā)展基調(diào)。光伏企業(yè)紛紛把目光投向儲能，并將光儲結合作為未來光伏走向市場化的出路之一。
2018年9月，合肥市政府發(fā)布首個分布式光伏儲能補貼政策——《關于進一步促進光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的意見》，鼓勵光儲應用，對儲能系統(tǒng)給予1元/kWh充電量補貼。
2018年底，西北能監(jiān)局發(fā)布新版“兩個細則”，加強了可再生能源場站的考核精度和罰款力度，同時也提高了補償?shù)姆N類和標準，考核與補償日益差異化。新能源企業(yè)可以通過新增加儲能設備優(yōu)化場站運行能力，既減少相關考核量，又增加補償收益。
2019年6月，新疆發(fā)改委正式發(fā)布《關于在全疆開展發(fā)電側(cè)儲能電站建設試點的通知》，對于新增儲能系統(tǒng)的光伏電站，將增加100小時的優(yōu)先發(fā)電電量，持續(xù)五年。
2019年8月，山東能源局印發(fā)《關于做好我省平價上網(wǎng)項目電網(wǎng)接入工作的通知》，鼓勵較大規(guī)模的集中式光伏電站自主配備適當比例的儲能設施，減少棄光風險。
2019年12月，江蘇能監(jiān)辦先后發(fā)布《關于促進新能源并網(wǎng)消納有關意見的通知》和《江蘇省分布式發(fā)電市場化交易規(guī)則(試行)》，鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)配置一定比例的電源側(cè)儲能設施，支持儲能項目參與電力輔助服務市場，推動儲能系統(tǒng)與新能源協(xié)調(diào)運行，進一步提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)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(wěn)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小時的優(yōu)先發(fā)電電量，但經(jīng)過一些項目運營商的測算，投資回報率并不理想，即便如此，這類項目仍然存在一些潛在的盈利點。目前，西北五省的輔助服務改革，包括電力現(xiàn)貨市場的建設，都在進行中。未來，光儲項目也很有機會參與提供調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務，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，也是為未來潛在盈利點積累項目經(jīng)驗和創(chuàng)造機會，而這類項目的商業(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，從初期主要依靠現(xiàn)有光伏補貼政策，以及個別省市的光儲補貼政策，通過峰谷價差節(jié)省電費，通過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、促進光伏發(fā)電的就地消納這一模式來轉(zhuǎn)變，在這個時期，光伏補貼開始退坡，市場化初期初現(xiàn)，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(wěn)定性，另外，還能提供一些配售電的增值服務。未來，用戶可以通過光儲應用規(guī)避高電價，以降低電力成本，還可以通過光儲應用參與輔助服務市場，參與電力市場交易，獲取額外收益。同時，這個時期，還將會涌現(xiàn)出多種商業(yè)模式，正式進入全面市場化階段。
全球能源轉(zhuǎn)型是大勢所趨，高比例可再生能源是未來全球能源轉(zhuǎn)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(jù)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(guī)模將達到8519GW，風電的裝機規(guī)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(jù)IRENA針對全球儲能市場的預測顯示，在基準場景下，到2030年，全球固定式儲能電站容量將達到100-167GWh，在理想場景下，這一數(shù)字將達到181-421GWh，無論哪種場景，應用于光伏電量時移的儲能容量都是占比最大的。
因此，未來，在向高比例可再生能源轉(zhuǎn)型和規(guī)?；l(fā)展光伏發(fā)電的進程中，光儲模式將成為儲能未來發(fā)展的一個主要模式，儲能將會迎來巨大的潛在市場。
