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根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2020年風、光新增裝機以120GW創(chuàng)歷史新高。截至2020年底，我國風電、光伏并網(wǎng)裝機分別達到2.8億千瓦、2.5億千瓦。且在國家“30·60”碳減排的宏觀背景下，新能源裝機仍舊充滿想象空間。

然而，隨著光伏、風電在整個電力系統(tǒng)中滲透率不斷提高，新能源如何適配電網(wǎng)成為重中之重。其中，儲能的重要性不言而喻。

由此，“十四五”開端，山西、寧夏、青海、內(nèi)蒙古、貴州等多個省份發(fā)布新能源配置儲能方案，光伏+儲能也將成為未來光伏電站開發(fā)的主流模式。

而硬幣的另一面，儲能高價格、低壽命(7-10年)給電站開發(fā)商帶來成本壓力，更為重要的是在“一刀切”式的政策下，業(yè)內(nèi)對強配儲能一直爭議不斷。

強配儲能的省份有哪些

2021年，已有寧夏、青海、貴州、內(nèi)蒙古、湖南等多地要求新能源項目強配儲能，比例在5%~10%之間，連續(xù)儲能在2小時及以上。

1、山西

1月13日，山西省大同市人民政府發(fā)布《大同市關于支持和推動儲能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的實施意見》，其中指出，“十四五”期間，大同市增量新能源項目全部配置儲能設施，配置比例不低于5%;存量新能源項目鼓勵企業(yè)分期適量配置，優(yōu)先對微電網(wǎng)、增量配電、獨立園區(qū)等具備條件的用戶配置。同時文件還指定儲能產(chǎn)品的起點標準要達到單體電芯容量280Ah及以上，循環(huán)壽命≥8000次(25℃，0.5C充放，容量>80%)。

2、寧夏

1月11日，寧夏自治區(qū)發(fā)改委《關于加快促進自治區(qū)儲能健康有序發(fā)展的指導意見(征求意見稿)》明確指出要在新能源富集的寧東、吳忠、中衛(wèi)地區(qū)先行開展儲能設施建設。建設“新能源+儲能”示范應用項目，并在全區(qū)推廣應用;“十四五”期間，新能源項目儲能配置比例不低于10%、連續(xù)儲能時長2小時以上。原則上新增項目儲能設施與新能源項目同步投運，存量項目在2021年底前完成儲能設施投運。從2021年起，對于達到以上要求的新增新能源企業(yè)，在同等條件下優(yōu)先獲得風光資源開發(fā)權(quán);對于達到以上要求的儲能項目，支持參與電力輔助服務市場。

3、青海

1月18日，青海省發(fā)布《關于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施(試行)的通知》，試行稿明確要積極推進儲能和可再生能源協(xié)同發(fā)展，實行“新能源+儲能”一體化開發(fā)模式。新建新能源項目配置儲能設備比例不低于10%、儲能時長2小時以上。并對儲能配比高、時間長的一體化項目給予優(yōu)先支持。實行“水電+新能源+儲能”協(xié)同發(fā)展模式，新建、新投運水電站同步配置新能源和儲能系統(tǒng)，使新增水電與新能源、儲能容量配比達到1:2:0.2，實現(xiàn)就地平衡。

此外，試行稿明確，對"新能源+儲能”、"水電+新能源 + 儲能”項目中自發(fā)自儲設施所發(fā)售的省內(nèi)電網(wǎng)電量，給予每千瓦時0.10元運營補貼，經(jīng)省工業(yè)和信息化廳認定使用本省產(chǎn)儲能電池60%以上的項目，再增加每千瓦時0.05元補貼，補貼對象為2021、2022年投產(chǎn)的電化學儲能項目，補貼時限暫定為2021年1月1日至 2022年12月31日。

4、內(nèi)蒙古

1月25日，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局印發(fā)《內(nèi)蒙古自治區(qū)可再生能源電力消納保障實施方案》，《方案》要求大力發(fā)展新能源，進一步增加可再生能源電力消納能力，到2025年，全區(qū)可再生能源電力總量消納責任權(quán)重力爭達到25%以上，推動自治區(qū)可再生能源高質(zhì)量發(fā)展。在對該區(qū)可再生能源電力消納保障措施中指出:自治區(qū)能源局會同自治區(qū)工信廳督促各市場主體，通過配套儲能設施、可調(diào)節(jié)負荷、自備機組參與調(diào)峰、火電靈活性改造等措施，提升可再生能源電力消納能力。負荷調(diào)節(jié)電量、自備機組調(diào)峰電量、儲能項目在接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度運行管理下所發(fā)電量、風電供暖項目所用電量，全部認定為消納可再生能源電量。

5、貴州

2020年11月24日，貴州省能源局發(fā)文要求各市(州)上報2021年光伏發(fā)電項目計劃，文件要求;申報項目為集中式光伏電站，單個項目不限規(guī)模。項目選址不能與基本農(nóng)田、自然保護地、生態(tài)紅線等重疊，要具備送出消納能力，經(jīng)濟上可行。鼓勵風光互補、火光互補、水光互補等聯(lián)合送出，鼓勵區(qū)域內(nèi)多家項目單位多個項目打捆聯(lián)合送出，提升消納能力;鼓勵農(nóng)光互補、林光互補、漁光互補等項目融合開發(fā)，鼓勵光伏開展石漠化治理、采煤沉陷區(qū)治理，充分利用各種邊坡、邊溝、灰場、填埋場等，充分挖掘土地利用空間。鼓勵項目配置向我省引進光伏上下游產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)傾斜，對2020年光伏競價項目在2020年12月30日不具備并網(wǎng)條件的項目單位的申報項目不納入計劃;對光伏項目建設不夠支持、企業(yè)辦理手續(xù)難、土地成本嚴重高于我省平均水平等的地區(qū)項目不納入計劃。在送出消納受限區(qū)域，計劃項目需配備10%的儲能設施。

6、湖南

2020年12月底，湖南因電力負荷大增而采取限電措施登上熱搜。隨后國網(wǎng)湖南省電力有限公司表示，“十四五”期間，全省電力部門將從電源、電網(wǎng)、儲能建設和轉(zhuǎn)移負荷等多方面綜合施策，以確保全省經(jīng)濟社會發(fā)展得到堅實的能源支持。

其中新能源建設方面，加快推進“新能源+儲能”模式，對新增風電按照裝機容量20%配置儲能，新增光伏按照裝機容量10%配置儲能，緩解全省電力供需矛盾。

7、山東

2021年2月19日，山東省能源局印發(fā)《2021年全省能源工作指導意見》，其中提出，建立獨立儲能共享和儲能優(yōu)先參與調(diào)峰調(diào)度機制，新能源場站原則上配置不低于10%儲能設施。全省新型儲能設施規(guī)模達到20萬千瓦左右。

在電源側(cè)，重點推動萊州土山昊陽“光伏+儲能”、國能蓬萊電廠熱儲能、華能黃臺電廠電化學儲能等項目建設;在電網(wǎng)側(cè)，加快推動沂蒙、文登、濰坊和泰安二期抽水蓄能電站建設;在用戶側(cè)，重點推動煤炭領域“儲能 +”應急電源、電力需求響應等場景示范應用，建成1-2個示范工程。

“一刀切”政策或有不良反應

但是，需要注意的是，當下儲能的經(jīng)濟性仍未完善，而光伏電站配置儲能的硬性要求必然給開發(fā)業(yè)主帶來額外的成本增加。

據(jù)業(yè)內(nèi)人士核算，目前，雖然儲能EPC中標單價比2020年初下降了23%，但按光伏項目裝機規(guī)模20%、儲能時間2小時計算，配套儲能將導致企業(yè)初始投資成本提高8%-10%。

在儲能系統(tǒng)的成本構(gòu)成中，電池成本占比約50%左右，通常電池的使用壽命為10年，電池的壽命直接影響了電站的可用容量，進而影響了儲能系統(tǒng)的度電成本(LOCS)。

在“一刀切”式的配置比例政策下，部分業(yè)主為保收益難免出現(xiàn)“唯價格論”等行為。業(yè)內(nèi)曾有調(diào)研，一座并網(wǎng)運行的電站首年容量損失就超過15%，電池實際放電量遠遠低于標準容量。

一位業(yè)內(nèi)專家直言，從與新能源相結(jié)合的儲能電站設計的經(jīng)濟性考慮，結(jié)合實際應用場景來選擇最優(yōu)的容量配置，是比較有效提高電站經(jīng)濟性的方式。新能源配儲能的目的是與電網(wǎng)更好融合，從電站實際運行效果來看，“一刀切”的方式可能造成配置容量浪費。

據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟測算，在“十四五”期間若配置20%的儲能，全國只有5個省市能夠?qū)崿F(xiàn)光儲平價，有17個省市可以達到光伏平價，若配置5%的儲能，絕大部分地區(qū)都能夠?qū)崿F(xiàn)光儲平價。

與此同時，業(yè)內(nèi)對“誰受益，誰付費”的模式仍有爭議，電網(wǎng)、發(fā)電企業(yè)誰是收益者難界定，導致強制配儲能也存在一些爭議。

一些地方政府以及發(fā)電企業(yè)在積極探索共享儲能模式。例如，前不久吉電股份發(fā)布公告稱，為探索和發(fā)展共享儲能電站項目，公司擬與長興太湖能谷科技有限公司、深圳市信業(yè)華誠基金管理有限公司成立合資公司，負責投資、建設發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)的儲能系統(tǒng)項目等工作，公司主營業(yè)務包含包括風電、太陽能、氫能、儲能、充換電站等在內(nèi)的開發(fā)、投資建設等。

然而也有業(yè)內(nèi)人士表示，當前共享儲能模式在全國不具備可復制性，且在電力市場透明度、公信度等方面仍存疑慮。

原標題：多省強制要求光伏配儲能 “一刀切”政策不可?。?/div>