經(jīng)濟觀察報 記者 鄭晨燁 深圳報道 “強制配儲比例過高的話，不僅僅是我們企業(yè)，國內(nèi)的分布式項目建設(shè)進度都會受到影響，也會給我們未來拓展業(yè)務(wù)帶來壓力。”11月22日，陳琳在電話中告訴記者。

陳琳是江蘇一家分布式光伏企業(yè)的銷售工程師，今年以來，她從黃河之濱跨足至彩云之南，為公司落地了多個大型工商業(yè)光伏電站，其個人的銷售業(yè)績也創(chuàng)下入職以來的新高。

但是，相比起業(yè)績激增帶來的喜悅，陳琳眼下正焦慮于各地能源主管部門對2023年風(fēng)光建設(shè)指標的規(guī)劃，其中最讓她擔(dān)心的，則是政策中對于分布式光伏配儲比例的最新規(guī)定。

光儲一體化

所謂分布式光伏配儲比例，是指儲能設(shè)施占光伏電站裝機容量的比例。

在當(dāng)前國內(nèi)大多數(shù)省市，配置儲能已經(jīng)成為光伏電站并網(wǎng)的前提條件，對于光伏電站持有方來說，在建設(shè)電站時，同步配置一定比例的儲能設(shè)施，有助于解決光伏發(fā)電存在的不穩(wěn)定問題，提高消納能力，也為持有方提供更多運營模式的選擇。

不過，在陳琳這樣的業(yè)內(nèi)人士眼中，如果不考慮市場情況，“一刀切”式地要求電站強配高比例儲能，反而會降低工商業(yè)在建設(shè)光伏項目上的積極性。

“站在客戶角度來看，原因很簡單，配套高比例儲能很不劃算。”陳琳說。

11月22日，國家能源局發(fā)布了今年1-10月份的全國電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，其中，太陽能發(fā)電裝機容量約3.6億千瓦，同比增長29.2%，太陽能發(fā)電完成投資1574億元，同比暴增326.7%。

“現(xiàn)在有很多觀點認為光伏電站的迅速普及跟政策驅(qū)動有關(guān)，其實這只是一方面，最核心的原因，還是過去十年間，光伏發(fā)電效率的提升和成本的降低，使得電站運營的經(jīng)濟性大大提高，讓投資光伏電站成為了一件有利可圖的事。”11月23日，一位晶科能源市場部人士與記者交流時指出。

在今年7月13日，國際可再生能源署發(fā)布了《2021年可再生能源發(fā)電成本》報告，其中數(shù)據(jù)即顯示，2021年全球新增集中式太陽能光伏項目LCOE（平準化度電成本）同比下降13%，至0.048美元/千瓦時，2010-2021年期間，全球太陽能光伏（含集中式和屋頂式）平均LCOE下降幅度達到了88%。

“隨著組件效率提升、制造業(yè)經(jīng)濟規(guī)模擴大、制造優(yōu)化和材料強度降低，太陽能光伏組件成本開始下降，帶動了總安裝成本的下降。”國際可再生能源署在報告中表示。

也就是說，經(jīng)濟性的顯現(xiàn)成為了光伏電站在全球四處開花的核心驅(qū)動力。

根據(jù)國家發(fā)改委能源研究所的預(yù)測，到2025年我國光伏總裝機規(guī)模（直流側(cè)）將達到7.3億千瓦（即730GW，相當(dāng)2020年的2.9倍），全年發(fā)電量將達到8770億千瓦時，占當(dāng)年全社會用電量的9%。

但是，在光伏產(chǎn)業(yè)扛著“構(gòu)建新型能源體系”的重任高歌猛進時，“消納不足”的問題開始變得嚴重。

“消納的意思是指電網(wǎng)消化新能源的能力，但是由于新能源發(fā)電側(cè)存在間歇性、波動性的特點，為了保障穩(wěn)定性，電網(wǎng)對于新能源并不是無條件接納，過去幾年間，我國一直存在新能源消納不足，導(dǎo)致棄風(fēng)、棄光的情況。”光伏行業(yè)資深觀察人士張鵬指出。

根據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預(yù)警中心在9月30日發(fā)布的數(shù)據(jù)，今年1-8月份，內(nèi)蒙古的棄風(fēng)率超過了10%，新疆、青海、甘肅三省的棄風(fēng)率則均超5%，而棄光的情況則稍好一些，全國各省平均棄光率在2%左右，青海的棄光率為10.5%，西藏的棄光率則達到了18.3%。

而面對消納壓力的與日俱增，光儲一體化便作為一種效率最高的解決方案開始走向市場。

招商證券在今年7月26日發(fā)布的一份研報中就指出：“不附加儲能的情況下，電網(wǎng)的風(fēng)光消納閾值在15%上下，當(dāng)風(fēng)光滲透率由20%向上提升將會造成系統(tǒng)凈負荷的波動幅度、劇烈程度陡增。電網(wǎng)穩(wěn)定性造成的消納能力弱化是新能源消納的潛在制約因素，大規(guī)模儲能配置成為新能源發(fā)電滲透率進一步提升的必然選擇。”

通過為光伏電站配置一定比例的儲能設(shè)施，不但能增強光伏發(fā)電的靈活性，也能保證電網(wǎng)運行的穩(wěn)定性，降低電網(wǎng)調(diào)峰壓力。

“電網(wǎng)的接納是有限的，配上儲能設(shè)施，吸收電站出力過大時的多余電量，形成緩沖，避免電能浪費，也保障了工商業(yè)業(yè)主的用電穩(wěn)定。”張鵬說。

從自愿到必須

只需額外加裝一套儲能設(shè)施，就能夠解決“消納”這一老大難問題，這無疑讓新能源產(chǎn)業(yè)相關(guān)方看到了一根“救命稻草”。

據(jù)記者梳理，自2021年起，各部委便開始陸續(xù)出臺有關(guān)政策，加快推動光儲一體化在市場的落地。

2021年2月25日，國家發(fā)改委、能源局兩部門聯(lián)合出臺了《關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導(dǎo)意見》，其中明確：“對于存量新能源項目，結(jié)合新能源特性、受端系統(tǒng)消納空間，研究論證增加儲能設(shè)施的必要性和可行性。對于增量風(fēng)光儲一體化，優(yōu)化配套儲能規(guī)模，充分發(fā)揮配套儲能調(diào)峰、調(diào)頻作用，最小化風(fēng)光儲綜合發(fā)電成本，提升綜合競爭力。”

2021年5月11日，國家能源局在《關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項的通知》亦指出，對于保障性并網(wǎng)范圍以外仍有意愿并網(wǎng)的項目，可通過自建、合建共享或購買服務(wù)等市場化方式落實并網(wǎng)條件后，由電網(wǎng)企業(yè)予以并網(wǎng)。

此外，國家能源局還在這份文件中指出，鼓勵有條件的戶用光伏項目配備儲能。

在中央政策的指導(dǎo)下，各地有關(guān)部門也開始因地制宜推出相應(yīng)政策，據(jù)記者的不完全統(tǒng)計，僅2021年，全國就有25個省份在有關(guān)風(fēng)光電開發(fā)的文件中，對新建風(fēng)光項目的配儲比例及時長做出了相關(guān)規(guī)定，而電網(wǎng)企業(yè)、地方能源公司也開始圍繞存量或增量大型風(fēng)光項目，開展儲能設(shè)施的招標。

例如，2021年3月19日，江西發(fā)布《關(guān)于做好2021 年新增光伏發(fā)電項目競爭優(yōu)選有關(guān)工作的通知》，其中指出：“全省2021年新增光伏發(fā)電競爭優(yōu)選的項目，可自愿選擇光儲一體化的建設(shè)模式，配置儲能標準不低于光伏電站裝機規(guī)模的10%容量/1小時，儲能電站原則上不晚于光伏電站同步建成。”

又例如，2021年7月14日，風(fēng)光大省寧夏發(fā)布《關(guān)于加快促進儲能健康有序發(fā)展的通知》，通知中也明確指出，新能源項目儲能配置比例不低于10%、連續(xù)儲能時長（連續(xù)充/放電時間）2小時以上。從2021年起，原則上新核準/備案項目儲能設(shè)施與新能源項目同步投運，存量項目在2022年12月底前完成儲能設(shè)施投運。

記者注意到，在2021年各地頒布的文件中，對于光伏配儲的比例要求大多在10%左右，連續(xù)儲能時長為2小時，且要求配儲的多為大型集中式電站，而對于工商業(yè)分布式光伏配儲則基本以自愿、鼓勵為主。

但這樣的配儲比例，相較于今年前十月便已翻了三倍的光伏發(fā)電投資來說，已然不能滿足項目激增所帶來的消納需求。

“今年新能源項目建設(shè)速度太快了，尤其是分布式光伏項目，消納壓力越來越大，靠自愿靠鼓勵肯定是解決不了問題的。”張鵬告訴記者。

在此背景下，原本在各地文件中要求分布式光伏自愿、鼓勵配備的儲能設(shè)施，開始逐漸變?yōu)閺娭埔螅瑫r，對光伏配儲的比例也從原先的10%逐步上升至不低于15%-30%，連續(xù)儲能時長也從原來的2小時抬升至3-4小時。

2021年11月26日，山東棗莊市能源局印發(fā)《棗莊市分布式光伏建設(shè)規(guī)范（試行）》，成為山東省首部分布式光伏儲能配置標準文件，其中指出，分布式光伏項目應(yīng)綜合考慮開發(fā)規(guī)模、負荷特性、光伏利用率等因素，按照裝機容量15%-30%、時長2-4小時配置儲能設(shè)施，或者租賃同等容量的共享儲能設(shè)施。

2022年4月11日，海南省澄邁縣發(fā)布了《關(guān)于進一步規(guī)范集中式光伏發(fā)電項目建設(shè)管理的通知》，根據(jù)通知中公布的集中式光伏發(fā)電項目遴選評分表，光伏項目按照25%，持續(xù)放電時長5小時配置儲能可得滿分。

2022年8月10日，山東省濟南市平陰縣發(fā)改局印發(fā)《關(guān)于進一步加強分布式光伏項目備案、建設(shè)及并網(wǎng)管理的意見》，文件提出分布式光伏應(yīng)就地就近消納，整縣分布式開發(fā)按照“光伏+儲能”方式推進，根據(jù)具體消納情況配建或租賃不低于15%、2小時的儲能設(shè)施。電網(wǎng)消納能力不足時，應(yīng)提高儲能配置比例及充放電時長，確保分布式光伏就地就近消納、滿足95%利用率要求。

此外，包括河北、安徽、浙江及西藏等省份也均對分布式光伏項目配儲做出了明確規(guī)定，根據(jù)安徽省能源局公布的2021年光伏電站開發(fā)項目建設(shè)表，2021年安徽省建設(shè)光伏項目共計53個，裝機容量為4574MW，而其中配置的電化學(xué)儲能容量為961.5MW，光儲配比達到了21.4%。

不斷攀升的光儲配比，也為國內(nèi)儲能市場打開增量空間。

東方證券在11月22日發(fā)布的一份研報中就指出，國內(nèi)儲能電站發(fā)展的核心驅(qū)動在于政策要求新能源發(fā)電機組強制配儲能，據(jù)其預(yù)計2022 年儲能電站裝機量將達到35.8GWh，到2025 年增長至118.8 GWh，2021-2025 年復(fù)合增速為64%。

“光伏要想繼續(xù)保持對電力系統(tǒng)的快速滲透，光儲一體就是必然趨勢。”張鵬向記者表示。

算不過來的經(jīng)濟賬

雖然光儲一體是眼下解決消納難題的最佳方案之一，但對于像陳琳這樣的分布式光伏從業(yè)者來說，不斷提高的配儲比例，還是讓其感受到了一絲焦慮。

“大比例配儲對于投資方來說沒有經(jīng)濟性。”陳琳向記者表示。

她向記者算了一筆賬，當(dāng)前一套10KWH的磷酸鐵鋰儲能電池，采購價格在1.8萬元左右，算下來單瓦成本為1.8元，而光伏電站的成本則平均在4.2元/W。

假設(shè)運營一個10MW的電站，前期造價為4200萬元，然后再按照政策要求，配置一個占裝機容量20%、連續(xù)儲能時長2小時的儲能系統(tǒng)后，總造價將增加1800萬元。

而僅從儲能電池自身所能產(chǎn)生的效益來看，按照循環(huán)壽命3500次計算，其全生命周期的度電成本為0.6元，而目前國內(nèi)的光伏上網(wǎng)電價大多在0.3元-0.4元/度左右，這顯然是一筆無法回本的投資。

陳琳告訴記者，對于光伏項目來說，強制大比例配儲意味著投資方不但無法從電站獲得發(fā)電收益，反而會承擔(dān)一定比例的虧損，而上述假設(shè)還是一種理想化估算，在現(xiàn)實情況中，如果進一步考慮鋰電池容量衰減等因素，儲能設(shè)備的度電成本恐怕還要更高。

“光伏產(chǎn)業(yè)通過多年的技術(shù)迭代、產(chǎn)能建設(shè)，總算把發(fā)電成本降下來了，結(jié)果突然自己背上多了個人，經(jīng)濟性的優(yōu)勢突然又不存在了。”張鵬表示。

江蘇一家光伏組件廠商的高管顧先生告訴記者，今年下半年，其公司已經(jīng)接到多個客戶取消或暫緩訂單的通知。

“加上20%或者30%的儲能，IRR（內(nèi)部收益率）直接變成負的，而且配套儲能還要考慮場地安裝、運維、安全性等諸多問題，一些客戶算不過賬直接把項目暫停了。”顧先生表示。

在陳琳看來，對于光伏用戶端來說，相比起經(jīng)濟性，政策驅(qū)動、技術(shù)革新或者品牌聲量都是次要的。

她告訴記者，今年光伏產(chǎn)業(yè)鏈原本已在不斷攀升的硅料價格中持續(xù)煎熬，組件價格的上漲已經(jīng)對終端市場帶來了一定影響，如今再將儲能電池一并考慮進項目后，成本的變化將變得更加不可控。

“今年漲得最夸張的兩個原材料，多晶硅和碳酸鋰都讓光伏產(chǎn)業(yè)趕上了。”陳琳向記者表示。

根據(jù)行業(yè)咨詢機構(gòu)PV infolink在11月23日公布的數(shù)據(jù)，多晶硅市場均價為302元/kg，而回溯2022年1月初，多晶硅的市場均價還在238元/kg左右。

另根據(jù)上海鋼聯(lián)11月24日發(fā)布的數(shù)據(jù)，電池級碳酸鋰現(xiàn)貨均價為58.75萬元/噸，而回溯2022年1月初，電池級碳酸鋰的市場主流報價區(qū)間還在28.5-29.0萬元之間。

無論是碳酸鋰還是多晶硅，二者的價格均在今年呈現(xiàn)出翻倍式上漲的態(tài)勢，這無疑讓光伏配儲逐漸變成了一項“昂貴”的選擇。

不過，雖然光伏配儲正面臨著成本高企的壓力，但記者也注意到，在國內(nèi)多地推行強制配儲政策的同時，也均有頒布對電化學(xué)儲能參與調(diào)峰輔助的補貼、補償政策。

例如，在國家能源局山東監(jiān)管辦公室2021發(fā)布的《山東電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）（2021年修訂版）（征求意見稿）》中，就明確指出，在試運行初期，儲能設(shè)施有償調(diào)峰報價上限暫按400元/兆瓦時執(zhí)行，儲能示范應(yīng)用項目參與有償調(diào)峰交易時報量不報價，按照200元/兆瓦時給予補償。

2022年9月20日，甘肅能源監(jiān)管辦發(fā)布《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運營暫行規(guī)則（征求意見稿）》，其中亦指出，電網(wǎng)側(cè)獨立儲能按其額定容量參與調(diào)峰容量市場，共享儲能租賃后剩余容量，在滿足獨立運行條件下，可參與調(diào)峰容量市場，補償標準上限300元/MW·日。

“目前的儲能補貼基本在0.1-0.3元/度，這不足以覆蓋儲能設(shè)施的投資成本，所以，業(yè)內(nèi)后續(xù)也期待看到更多補貼政策，或者市場化交易機制的落地。”顧先生告訴記者。

在他看來，在成本高企的背景下，強制推行光儲一體化，同樣不利于解開新能源消納難題。

“既要光伏項目建設(shè)不停歇，同時又要用戶側(cè)為電網(wǎng)側(cè)分擔(dān)儲能配套成本，這是一個兩難的死結(jié)，所以市場的問題最好還是讓市場解決。”顧先生表示。

“現(xiàn)在我們都盼著上游原材料價格盡快回落，把光伏配儲的度電成本降下來，不然明年我的業(yè)務(wù)拓展壓力可不小。”陳琳說。

不過，在張鵬看來，眼下光儲一體所面臨的成本困境，是產(chǎn)業(yè)新興賽道所面臨的常規(guī)問題，隨著技術(shù)革新及規(guī)模提升，光儲一體的經(jīng)濟性遲早會體現(xiàn)出來。

“現(xiàn)在回望看十年前的光伏產(chǎn)業(yè)，那個時候一樣很多人說不如煤電，毫無經(jīng)濟性，大家不還是這么一步步走過來了。”他向記者表示。