內蒙古、山西、河南……越來越多的地方政府加入儲能“俱樂部”，通過相關政策傾斜力推光伏等新能源電站加配儲能。傳導至企業(yè)，以國電投、華能、大唐為代表的央企已紛紛率先發(fā)力，開啟光伏儲能電站的招標建設工作。
2020年，處于風口浪尖的“光伏+儲能”正加速落地。
一、政府力推
截至目前，內蒙古、山西、河南、新疆、西藏、山東、江蘇、安徽合肥等8地政府相繼發(fā)布政策，優(yōu)先支持和要求光伏電站加配儲能，以促進新能源消納，并增強調峰、調頻能力。
二、央企發(fā)力
政府力推之下，以中電建、國電投、華能、國網、國家能源集團、大唐、中核集團為代表的央企紛紛發(fā)力，加速光伏+儲能項目的建設工作。自2020年以來，七大央企共16個光伏儲能項目進入招標及建設階段。
從上表不難發(fā)現，主要項目地位于內蒙古和山東。內蒙古政府在《2020年光伏發(fā)電項目競爭配置方案》中明確優(yōu)先支持光伏+儲能項目建設。而山東省早于2019年便發(fā)布《關于做好我省平價上網項目電網接入工作的通知》，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。雖然兩地政策均無強制性，然而在競爭配置規(guī)則及電網并網要求之下，內蒙古、山東兩地的光伏儲能項目范圍擴大。
在2020年競價項目申報中，內蒙古共上報4個光伏儲能項目，山東上報的19個光伏項目皆配置儲能。項目業(yè)主依然離不開央企，包括國電投、國家能源集團、華能、三峽新能源、大唐、中核等，以隆基、天合、陽光電源代表的光伏民企也紛紛加碼光伏儲能項目。
三、光伏儲能電站的經濟性
根據CNESA統計，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)的累計裝機規(guī)模為800.1MW，其中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。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%。
光伏儲能電站項目的回收周期，以青海格爾木直流側光伏電站儲能項目為例，該光伏電站規(guī)模為180MW，儲能系統規(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。
該項目上網電價為1元/kWh，以250kW/500kWh鉛炭儲能系統為例進行測算，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電價，儲能系統年充放電次數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。
再以新疆項目為例，根據《新疆電網發(fā)電側儲能管理暫行規(guī)則》，對根據電力調度機構指令進入充電狀態(tài)的電儲能設施所充電的電量進行補償，補償標準為0.55元/千瓦時。
這為光伏儲能電站提供了兩種不同的運行模式：
1）在棄光較為嚴重的時期，光伏電站內儲能選擇儲能為自用容量，存儲于儲能設備內的電量經過市場電量的方式放出，如果該電站享受0.9元/kWh的光伏補貼政策，即使市場合同電價為0元/kWh，儲能每放出1度電，也可獲得0.9元/kWh的收益。
2）棄光逐漸減少，甚至沒有棄光的時期，光伏電站內儲能選擇儲能為調峰可用容量，被電網調用后，可獲得0.55元/kWh的充電補貼，放電(據相關消息)可按標桿上網電價0.25元/kWh結算。
假設按最低標準5MW/2h在光伏電站內配置儲能系統，儲能項目成本(采用磷酸鐵鋰電池儲能系統)按1.8元/kWh計算，全年運行330天，每天進行一次充放電操作，以上兩種模式下，簡單計算儲能系統的靜態(tài)回收期如下表：
注：部分內容來自于中關村儲能產業(yè)技術聯盟、儲能與電力市場。