“强制配储”困境：光储一体化成大趋势，配储成本何解？
导读
“强制配储比例过高的话，不仅仅是我们企业，国内的分布式项目建设进度都会受到影响，也会给我们未来拓展业务带来压力。”11月22日，陈琳在电话中告诉记者。
陈琳是江苏一家分布式光伏企业的销售工程师，今年以来，她从黄河之滨跨足至彩云之南，为公司落地了多个大型工商业光伏电站，其个人的销售业绩也创下入职以来的新高。
但是，相比起业绩激增带来的喜悦，陈琳眼下正焦虑于各地能源主管部门对2023年风光建设指标的规划，其中最让她担心的，则是政策中对于分布式光伏配储比例的最新规定。
所谓分布式光伏配储比例，是指储能设施占光伏电站装机容量的比例。
在当前国内大多数省市，配置储能已经成为光伏电站并网的前提条件，对于光伏电站持有方来说，在建设电站时，同步配置一定比例的储能设施，有助于解决光伏发电存在的不稳定问题，提高消纳能力，也为持有方提供更多运营模式的选择。
不过，在陈琳这样的业内人士眼中，如果不考虑市场情况，“一刀切”式地要求电站强配高比例储能，反而会降低工商业在建设光伏项目上的积极性。
“站在客户角度来看，原因很简单，配套高比例储能很不划算。”陈琳说。
11月22日，国家能源局发布了今年1-10月份的全国电力工业统计数据，其中，太阳能发电装机容量约3.6亿千瓦，同比增长29.2%，太阳能发电完成投资1574亿元，同比暴增326.7%。
“现在有很多观点认为光伏电站的迅速普及跟政策驱动有关，其实这只是一方面，最核心的原因，还是过去十年间，光伏发电效率的提升和成本的降低，使得电站运营的经济性大大提高，让投资光伏电站成为了一件有利可图的事。”11月23日，一位晶科能源市场部人士与记者交流时指出。
在今年7月13日，国际可再生能源署发布了《2021年可再生能源发电成本》报告，其中数据即显示，2021年全球新增集中式太阳能光伏项目LCOE（平准化度电成本）同比下降13%，至0.048美元/千瓦时，2010-2021年期间，全球太阳能光伏（含集中式和屋顶式）平均LCOE下降幅度达到了88%。
“随着组件效率提升、制造业经济规模扩大、制造优化和材料强度降低，太阳能光伏组件成本开始下降，带动了总安装成本的下降。”国际可再生能源署在报告中表示。
也就是说，经济性的显现成为了光伏电站在全球四处开花的核心驱动力。
根据国家发改委能源研究所的预测，到2025年我国光伏总装机规模（直流侧）将达到7.3亿千瓦（即730GW，相当2020年的2.9倍），全年发电量将达到8770亿千瓦时，占当年全社会用电量的9%。
但是，在光伏产业扛着“构建新型能源体系”的重任高歌猛进时，“消纳不足”的问题开始变得严重。
“消纳的意思是指电网消化新能源的能力，但是由于新能源发电侧存在间歇性、波动性的特点，为了保障稳定性，电网对于新能源并不是无条件接纳，过去几年间，我国一直存在新能源消纳不足，导致弃风、弃光的情况。”光伏行业资深观察人士张鹏指出。
根据全国新能源消纳监测预警中心在9月30日发布的数据，今年1-8月份，内蒙古的弃风率超过了10%，新疆、青海、甘肃三省的弃风率则均超5%，而弃光的情况则稍好一些，全国各省平均弃光率在2%左右，青海的弃光率为10.5%，西藏的弃光率则达到了18.3%。
而面对消纳压力的与日俱增，光储一体化便作为一种效率最高的解决方案开始走向市场。
招商证券在今年7月26日发布的一份研报中就指出：“不附加储能的情况下，电网的风光消纳阈值在15%上下，当风光渗透率由20%向上提升将会造成系统净负荷的波动幅度、剧烈程度陡增。电网稳定性造成的消纳能力弱化是新能源消纳的潜在制约因素，大规模储能配置成为新能源发电渗透率进一步提升的必然选择。”
通过为光伏电站配置一定比例的储能设施，不但能增强光伏发电的灵活性，也能保证电网运行的稳定性，降低电网调峰压力。
“电网的接纳是有限的，配上储能设施，吸收电站出力过大时的多余电量，形成缓冲，避免电能浪费，也保障了工商业业主的用电稳定。”张鹏说。
只需额外加装一套储能设施，就能够解决“消纳”这一老大难问题，这无疑让新能源产业相关方看到了一根“救命稻草”。
据记者梳理，自2021年起，各部委便开始陆续出台有关政策，加快推动光储一体化在市场的落地。
2021年2月25日，国家发改委、能源局两部门联合出台了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，其中明确：“对于存量新能源项目，结合新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证增加储能设施的必要性和可行性。对于增量风光储一体化，优化配套储能规模，充分发挥配套储能调峰、调频作用，最小化风光储综合发电成本，提升综合竞争力。”
2021年5月11日，国家能源局在《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》亦指出，对于保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。
此外，国家能源局还在这份文件中指出，鼓励有条件的户用光伏项目配备储能。
在中央政策的指导下，各地有关部门也开始因地制宜推出相应政策，据记者的不完全统计，仅2021年，全国就有25个省份在有关风光电开发的文件中，对新建风光项目的配储比例及时长做出了相关规定，而电网企业、地方能源公司也开始围绕存量或增量大型风光项目，开展储能设施的招标。
例如，2021年3月19日，江西发布《关于做好2021 年新增光伏发电项目竞争优选有关工作的通知》，其中指出：“全省2021年新增光伏发电竞争优选的项目，可自愿选择光储一体化的建设模式，配置储能标准不低于光伏电站装机规模的10%容量/1小时，储能电站原则上不晚于光伏电站同步建成。”
又例如，2021年7月14日，风光大省宁夏发布《关于加快促进储能健康有序发展的通知》，通知中也明确指出，新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长（连续充/放电时间）2小时以上。从2021年起，原则上新核准/备案项目储能设施与新能源项目同步投运，存量项目在2022年12月底前完成储能设施投运。
记者注意到，在2021年各地颁布的文件中，对于光伏配储的比例要求大多在10%左右，连续储能时长为2小时，且要求配储的多为大型集中式电站，而对于工商业分布式光伏配储则基本以自愿、鼓励为主。
但这样的配储比例，相较于今年前十月便已翻了三倍的光伏发电投资来说，已然不能满足项目激增所带来的消纳需求。
“今年新能源项目建设速度太快了，尤其是分布式光伏项目，消纳压力越来越大，靠自愿靠鼓励肯定是解决不了问题的。”张鹏告诉记者。
在此背景下，原本在各地文件中要求分布式光伏自愿、鼓励配备的储能设施，开始逐渐变为强制要求，同时，对光伏配储的比例也从原先的10%逐步上升至不低于15%-30%，连续储能时长也从原来的2小时抬升至3-4小时。
2021年11月26日，山东枣庄市能源局印发《枣庄市分布式光伏建设规范（试行）》，成为山东省首部分布式光伏储能配置标准文件，其中指出，分布式光伏项目应综合考虑开发规模、负荷特性、光伏利用率等因素，按照装机容量15%-30%、时长2-4小时配置储能设施，或者租赁同等容量的共享储能设施。
2022年4月11日，海南省澄迈县发布了《关于进一步规范集中式光伏发电项目建设管理的通知》，根据通知中公布的集中式光伏发电项目遴选评分表，光伏项目按照25%，持续放电时长5小时配置储能可得满分。
2022年8月10日，山东省济南市平阴县发改局印发《关于进一步加强分布式光伏项目备案、建设及并网管理的意见》，文件提出分布式光伏应就地就近消纳，整县分布式开发按照“光伏+储能”方式推进，根据具体消纳情况配建或租赁不低于15%、2小时的储能设施。电网消纳能力不足时，应提高储能配置比例及充放电时长，确保分布式光伏就地就近消纳、满足95%利用率要求。
此外，包括河北、安徽、浙江及西藏等省份也均对分布式光伏项目配储做出了明确规定，根据安徽省能源局公布的2021年光伏电站开发项目建设表，2021年安徽省建设光伏项目共计53个，装机容量为4574MW，而其中配置的电化学储能容量为961.5MW，光储配比达到了21.4%。
不断攀升的光储配比，也为国内储能市场打开增量空间。
东方证券在11月22日发布的一份研报中就指出，国内储能电站发展的核心驱动在于政策要求新能源发电机组强制配储能，据其预计2022 年储能电站装机量将达到35.8GWh，到2025 年增长至118.8 GWh，2021-2025 年复合增速为64%。
“光伏要想继续保持对电力系统的快速渗透，光储一体就是必然趋势。”张鹏向记者表示。
算不过来的经济账
虽然光储一体是眼下解决消纳难题的最佳方案之一，但对于像陈琳这样的分布式光伏从业者来说，不断提高的配储比例，还是让其感受到了一丝焦虑。
“大比例配储对于投资方来说没有经济性。”陈琳向记者表示。
她向记者算了一笔账，当前一套10KWH的磷酸铁锂储能电池，采购价格在1.8万元左右，算下来单瓦成本为1.8元，而光伏电站的成本则平均在4.2元/W。
假设运营一个10MW的电站，前期造价为4200万元，然后再按照政策要求，配置一个占装机容量20%、连续储能时长2小时的储能系统后，总造价将增加1800万元。
而仅从储能电池自身所能产生的效益来看，按照循环寿命3500次计算，其全生命周期的度电成本为0.6元，而目前国内的光伏上网电价大多在0.3元-0.4元/度左右，这显然是一笔无法回本的投资。
陈琳告诉记者，对于光伏项目来说，强制大比例配储意味着投资方不但无法从电站获得发电收益，反而会承担一定比例的亏损，而上述假设还是一种理想化估算，在现实情况中，如果进一步考虑锂电池容量衰减等因素，储能设备的度电成本恐怕还要更高。
“光伏产业通过多年的技术迭代、产能建设，总算把发电成本降下来了，结果突然自己背上多了个人，经济性的优势突然又不存在了。”张鹏表示。
江苏一家光伏组件厂商的高管顾先生告诉记者，今年下半年，其公司已经接到多个客户取消或暂缓订单的通知。
“加上20%或者30%的储能，IRR（内部收益率）直接变成负的，而且配套储能还要考虑场地安装、运维、安全性等诸多问题，一些客户算不过账直接把项目暂停了。”顾先生表示。
在陈琳看来，对于光伏用户端来说，相比起经济性，政策驱动、技术革新或者品牌声量都是次要的。
她告诉记者，今年光伏产业链原本已在不断攀升的硅料价格中持续煎熬，组件价格的上涨已经对终端市场带来了一定影响，如今再将储能电池一并考虑进项目后，成本的变化将变得更加不可控。
“今年涨得最夸张的两个原材料，多晶硅和碳酸锂都让光伏产业赶上了。”陈琳向记者表示。
根据行业咨询机构PV infolink在11月23日公布的数据，多晶硅市场均价为302元/kg，而回溯2022年1月初，多晶硅的市场均价还在238元/kg左右。
另根据上海钢联11月24日发布的数据，电池级碳酸锂现货均价为58.75万元/吨，而回溯2022年1月初，电池级碳酸锂的市场主流报价区间还在28.5-29.0万元之间。
无论是碳酸锂还是多晶硅，二者的价格均在今年呈现出翻倍式上涨的态势，这无疑让光伏配储逐渐变成了一项“昂贵”的选择。
不过，虽然光伏配储正面临着成本高企的压力，但记者也注意到，在国内多地推行强制配储政策的同时，也均有颁布对电化学储能参与调峰辅助的补贴、补偿政策。
例如，在国家能源局山东监管办公室2021发布的《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2021年修订版）（征求意见稿）》中，就明确指出，在试运行初期，储能设施有偿调峰报价上限暂按400元/兆瓦时执行，储能示范应用项目参与有偿调峰交易时报量不报价，按照200元/兆瓦时给予补偿。
2022年9月20日，甘肃能源监管办发布《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）》，其中亦指出，电网侧独立储能按其额定容量参与调峰容量市场，共享储能租赁后剩余容量，在满足独立运行条件下，可参与调峰容量市场，补偿标准上限300元/MW·日。
“目前的储能补贴基本在0.1-0.3元/度，这不足以覆盖储能设施的投资成本，所以，业内后续也期待看到更多补贴政策，或者市场化交易机制的落地。”顾先生告诉记者。
在他看来，在成本高企的背景下，强制推行光储一体化，同样不利于解开新能源消纳难题。
“既要光伏项目建设不停歇，同时又要用户侧为电网侧分担储能配套成本，这是一个两难的死结，所以市场的问题最好还是让市场解决。”顾先生表示。
“现在我们都盼着上游原材料价格尽快回落，把光伏配储的度电成本降下来，不然明年我的业务拓展压力可不小。”陈琳说。
不过，在张鹏看来，眼下光储一体所面临的成本困境，是产业新兴赛道所面临的常规问题，随着技术革新及规模提升，光储一体的经济性迟早会体现出来。
“现在回望看十年前的光伏产业，那个时候一样很多人说不如煤电，毫无经济性，大家不还是这么一步步走过来了。”他向记者表示。
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