储能配额制已成为中国光伏市场定局？
日前多个省份陆续发布了2020年风电、光伏发电建设方案和申报要求，与往年不同，内蒙、河南、辽宁、湖南等省份均提出了优先支持配置储能的新能源发电项目，有关光伏项目配置储能的讨论再次登上风口浪尖。
逾10省推进储能配置缓解消纳难题
6月5日，国网山东发布《关于2020年拟申报竞价光伏项目意见的函》，该文件明确根据976MW的申报竞价项目承诺，储能配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2小时，可以与项目本体同步分期建设。
根据目前国网山东要求，2020年平均100MW的竞价光伏电站将配置40MWh，储能容量配比将达到40%，以当前储能系统除1.7元/Wh（不含施工）的价格计算，光伏的度电成本初始投资接近0.07元，如果综合10年折旧和5%的融资成本计算，度电成本增加接近0.09元。
在迈向平价上网的冲刺阶段，2019年至今国内光伏供应链各环节降价均超过20%，光伏电站利润已被极度压缩，在当前光伏项目承诺储能配置模式下，额外增加的储能支出无疑雪上加霜。
图1：各省对消纳空间的政策建议一览
来源：各省政策不完全统计
而对于2020年因疫情冲击后政府重点纡困地区湖北，其2020年光伏平价项目推进之路同样困难重重。
湖北2020年平价政策文件指出，目前已申报的7.65GW光伏项目须通过竞争性配置争抢省内3.5GW光伏指标。同时为满足储能建设需求，在项目配置中，对接入同一变电站的风储与光伏发电项目，优先配置风储项目。
“然而，与风电相比，光伏发电可预测性更好，且具有一定的规律性，储能可实现定期充放，利用率相对较高；同时光伏发电输出功率较高的时候也是用电高峰的白天，与负荷匹配度较好，只需要配置较小容量的储能即可达到削峰填谷的作用。”国网能源研究院时智勇指出。但是如果为满足储能优先配置风储项目而对光伏项目开发进行阻碍，最后很有可能因为项目经济性导致两类电站皆无法顺利落地。
集中式项目或成国内储能突破口
目前来看，受技术经济性影响，电化学储能现阶段仅适合作为中国新能源发电调峰的补充措施。在国外，由于项目客户对储能的使用规则很明确，会制定出详细的要求。比如每年的衰减容量是多少，如果企业达不到合同的要求，将会面临被罚款。
对国内来说，虽然各方在电站投运之前都签订了相关协议，但从目前实际效果来看，很多电网侧储能电站运行效率与当初设计的目标有不小的差距。
尽管目前业内企业和专家对光伏电站配备储能设施的相关文件争议不断，各地区仍坚持推行这一建设，但光伏+储能设施无论从哪个角度来看似乎都是市场大势所趋。
根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2019年底，中国已投运的光伏储能项目（含熔融盐储热项目）的累计装机规模为800.1MW。中国已投运的与集中式光伏电站配套建设的储能项目累计装机规模为625.1MW，占全部光储项目总规模的78.1%。
图2：2016-2019年中国已投运光伏储项目的累计装机规模
来源：CNESA不完全统计数据
目前，国内光储项目主要分布在我国的“三北”地区，其中青海的累计投运规模最大为294.3MW，占比达到47.1%。
从近期国内“光伏+储能”的项目动态来看，在集中式光伏、风电基地布局大容量储能已成为各地优化新能源消纳重要方式，“集中式光伏+储能”或将加速成为国内寄予厚望的储能应用场景。
在内蒙古2020年光伏竞价项目中，已有包括天合、华能、国电投等超过400MW光伏项目都配置了储能应用。在青海，阳光电源中标的海南州3.1GW特高压外送光伏基地202.86MW/202.86MWh储能系统，其项目储能配比约为6%，未来将进一步验证国内超大型光伏电站搭配储能的经济性。
