2019年，我國的光伏產(chǎn)業(yè)正經(jīng)歷著從補貼向無補貼時代過渡的調(diào)整期，即將邁入平價上網(wǎng)時代，這也意味著，光伏發(fā)電將要直接面對傳統(tǒng)化石燃料發(fā)電的競爭。眾所周知，光伏發(fā)電具有不穩(wěn)定、不連續(xù)的特性，發(fā)電量和電能質(zhì)量受天氣影響因素大，規(guī)�；�發(fā)展后的電網(wǎng)消納等問題，都是光伏發(fā)電相對傳統(tǒng)化石燃料發(fā)電的劣勢，并且電力系統(tǒng)也將面臨全新的挑戰(zhàn)。在這種情況下，儲能的價值將會得到充分體現(xiàn)，它既可以平抑發(fā)電波動、改善電能質(zhì)量、存儲余電、解決消納問題，又可以提升電網(wǎng)調(diào)度的靈活性。光伏發(fā)電的平價上網(wǎng)有望開啟“光伏+儲能”市場發(fā)展的新征程。

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(shè)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(xué)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(rèn)識逐步加深，也更加認(rèn)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(shè)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(yīng)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(shè)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(yīng)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(yīng)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(shù)示意圖

圖片來源：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(cè)光伏儲能技術(shù)，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(shù)相比，分布式直流側(cè)光伏儲能技術(shù)的應(yīng)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(shè)備、升壓設(shè)備和電纜線路，以減少設(shè)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(shè)備的相關(guān)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(xué)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(shè)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(fēng)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(shè)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(fù)荷自主調(diào)節(jié)。

圖5：比亞迪工業(yè)園新能源微電網(wǎng)項目現(xiàn)場圖

圖片來源：比亞迪電力科學(xué)研究院

根據(jù)當(dāng)時電站實際運行數(shù)據(jù)顯示：電站結(jié)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(chǔ)容量費兩項考慮，預(yù)計八年可以收回成本，在峰谷電價差較大的地區(qū)，在當(dāng)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(guān)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(shù)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。