20美元/MWh？打破美国光储PPAs最低价

　　APRICUM公司（成立于2008年，致力于清洁能源领域的咨询）通过一些简单的“反向工程”研究了美国最近的低成本光储PPAs是如何实现的，从而提供了另一个储能竞争力的例子以及储能与可再生能源组合的新市场机会的出现。

　　在过去几年里，美国各地宣布建设的一系列可再生能源+储能项目成为新闻头条，而由于涉及的PPAs极低，引起了人们的广泛关注。从2015年夏威夷KIUC 签署的139美元/MWh PPA开始，到2017年亚利桑那州图森电力公司签署的45美元/MWh PPA，这一价格一跌再跌。直到去年，加州的Eland光储项目以40美元/MWh的价格创造了新的PPA低价记录。

　　与传统调峰机组200美元/MWh的发电成本相比，光储项目的PPA无疑显得更引人注目。根据能源经济与金融分析研究所(IEEFA)的报告，大约有40个这样的光储项目已经在美国运行，包含533MW的储能和1242MW的太阳能发电系统，大部分项目分布在加利福尼亚州、夏威夷州和佛罗里达州。

　　为了了解储能对于光储项目快速发展这一趋势的贡献，我们需要将光储混合系统的PPA分解成太阳能发电和储能部分。以前面提到的加州Eland光储项目为例，其中未配备储能的项目的PPA将达到20美元/MWh(基本价格)，储能系统则“增加”了20美元/MWh，导致所有交付的MWhsPPA为40美元/MWh。虽然这个水平的PVLCOE已经不再是什么大新闻，但是20美元/MWh的储能价格似乎低得荒谬。考虑到LCOS(储能的平准化成本)在未来几年很可能都保持在100美元/MWh以上，不禁会让人疑惑Eland光储项目中20美元/MWh的储能价格是如何做到的。

　　加州Eland光储项目，包括400MW的光伏(AC)和300MW / 1200 MWh的储能，本文将通过“反向工程”的方法，通过这个项目来研究储能系统的实际补偿。

　　PPA中储能所提供的补偿不应与其LCOS进行比较，这一点非常重要，因为它并不等于储能所提供能量的实际补偿。为将储能所提供的补偿与储能成本联系起来，我们需要“反向工程”来研究每个MWh的补偿，即储能系统放电所提供的每MWh费用是多少。我们将通过五个步骤来完成。

　　首先，我们需要考虑的是，储能所提供的补偿是由项目交付的所有MWhs支付的，而不仅仅是储能系统释放的MWhs。以Eland项目的一个样本日为例，从储能系统释放的电量为(1200MWh[1])，明显小于光储系统释放的总电量(4700MWh[2])，即该项目实际获得补偿的总电量。换句话说，1 MWh储能补偿重新分配在了Eland项目提供的多个MWh上，在本例中为3.9MWh。因此，总能量补偿与从储能系统排放的能量补偿之比为3.9，因此，配套储能系统后，每MWh储能系统的补偿应为20美元/MWh* 3.9 = 78美元/MWh。

　　其次，我们必须加上20美元/MWh的“基本”价格，因为从储能系统释放的能量也将获得太阳能组件的PPA价格。这意味着从储能系统中每释放一个MWh的实际补偿为98美元/千瓦时。

　　然后，再推导储能的初始资本支出。但是，储能系统资本支出的基本假设是什么呢?为了推导出这些，我们现在假设从储能系统释放的每一个MWh的补偿在一个假设的贴现率下等于LCOS。假设贴现率为6%，推算出储能系统的资本支出约为217USD/kWhcap。

　　第四步，需要考虑投资税收抵免(ITC)的部分，以计入任何对投资成本的补贴。在美国，ITC最初是对太阳能的一项财政激励措施，但它也适用于存储光伏电站所发电量的储能系统。8minuteSolar Energy在2019年开始为Eland光储项目建设了一个变电站，所以它仍可以获得30%的ITC(2020年，补贴比例将退坡至26%)，这大大降低了储能系统的有效资本支出。考虑到这一激励因素，项目最终的资本支出为310美元/kWhcap。

　　虽然对于已安装的电池储能系统来说，这仍然是一个非常低的价格，但必须承认的是，该电站计划到2023年才能投入运行——这是我们利用“反向工程”研究的第五个也是最后一个步骤。在这个时间框架内，我们看到310美元/kWhcap的价格是在该行业虽然激进但很现实的报价范围内。

　　下图总结了综合上述所有因素，计算了光储电站储能系统的实际补偿和资本支出。

　　虽然20美元/MWh的储能价格不应与LCOS对比，也不应与更高的实际补偿相混淆，但我们的反向工程研究表明，一个非常低的光储项目PPAs实际上在今天是可以实现的。但需要一定的先决条件，要具备良好的可再生能源条件，电厂的总能源产出与储能容量之间的比例足够高，地方政府的鼓励政策(当前)，以及储能系统成本的持续下降。尤其后者将有助于为“可再生能源+储能”项目开拓更多的市场机会。最终，那些光照辐射弱、政府支持力度小、需要更长放电时长去替代传统化石燃料发电的地区也会这样去做。

　　储能的新市场机会刚刚开始出现，将来会更加值得期待。

　　[1] 我们假设储能系统每天都进行充放电，因为光储电站的设计目的就是将白天的太阳能发电转移到下午/晚上用。

　　[2] 数据来源于LADWP与8minuteSolar Energy于2019年8月8日签订的协议。我们假设这个值是通过一个高逆变器负载率(例如~1.7，685MWDC的太阳能发电系统，配备了400 MWAC的光伏逆变器)，良好的太阳能资源(莫哈韦沙漠的单轴双面跟踪光伏电池板利用率为30%)以及一个15%的双向存储效率来实现的。我们假设由于储能系统的存在，总共685MWDC的太阳能发电系统所发出的电量都可以被利用。