“光储电站”盈利模式、保障安全的探讨

“如果不是强制并网要求，发电企业谁会愿意上储能呢？”有投资人感叹！

新能源电站配置储能可以在弃风、弃光时削峰填谷，提升电力系统灵活性和可靠性，具有多重效益。然而，在实施的过程中，投资人却面临无法回收成本、承受储能设施安全压力！

本文希望从实际案例出发，探索“新能源+储能”的盈利模式、如何更好保障光储电站安全，希望给筹划中的光储电站以借鉴。

一、储能已逐渐成为风电、光伏电站的标配

各省2021年保障性规模竞争性配置方案陆续下发，除广东、广西等个别省份未明确提出配置储能要求，至少有14个省提出了配置储能的要求，具体如下表所示。

表：2021年风、光保障性规模储能配置要求

可见，各省基本都要求光伏电站配置5%~20%功率、1~2h的电化学储能。而且，配置要求也在不断提高。如山东在2020年储能配置要求是10%*2h，而2021年则提高到20%*2h。

不久前两部委下发的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》更是提出：市场化规模部分，需要配置15%~20%*4小时的化学储能系统。

在政策的催动下，国内“风电、光伏电站+储能”市场实现爆发式增长，大量新项目开工。然而，“新能源+储能”项目在实施过程中，面临成本回收难、安全压力大等困境。

二、新能源场站配储能面临的困境

1、带来额外成本，影响电站收益

2021年开始，全国陆上风电、集中光伏电站全面去补贴，只有部分资源条件好、上网电价高地区的项目才能达到合理的收益率。然而，如果按当前各省要求，配置5%~20%功率、1~2h的电化学储能，在目前的造价水平下，相当于给新能源场站带来0.15~0.6元/W的成本增加。如果储能系统本身无盈利模式，对于大多数光伏项目，内部收益率将下降0.3~1.5个百分点。

2、存在安全隐患

根据中关村储能联盟的数据，截止2020年底，全球的电化学储能只有14.2GW，主要安装在中国、美国、欧洲。

图1：全球电化学储能市场累计规模（2000~2020）

可见，电化学储能装置在电力系统中几十吉瓦级别的应用，在国际上没有先例；在国内，电化学储能的相关技术标准和安全标准也不完善，包括消防标准、电力系统接入标准都处于缺失状态。据了解，储能装置若作为一个独立项目，无法取得安全消防手续，也不具备运行资质。若与新能源项目配套，则将所有安全风险全部转嫁到新能源企业身上。

根据TÜV南德的统计，自2017年以来，全球已发生30起以上储能相关的安全事故，这对国内爆发式增长的“新能源+储能”市场来说，压力巨大。而今年5月国内的一起储能电站安全事故，再一次把电化学储能的安全性推到风口浪尖。事后，多个涉及储能的电站被要求暂停运行进行整改。

然而，当越来越多省份将配套储能作为新能源项目获得指标、并网的前置条件，投资企业必须开展储能电站盈利模式、安全稳定运行的探索。

▼下方是广告

三、“光伏+储能”的盈利模式

1、光储电站两种来源的收益

方式一：调峰调频补偿

当前，全国至少有19个省明确给出参与调度的储能电站调峰、调频补偿的标准，集中在200~600元/MWh，这成为储能电站成本回收的最主要途径。（详见《19省储能调峰、调频政策与费用一览！》）

以华东最大光储融合电站—山东莱州土山镇的“光伏+储能”项目为例。该光伏电站一期120MW于2020年投运。按当时的要求，配置12MW/24MWh （10%*2h）的储能系统；经过调试，该储能电站已经接入省级平台，可由省调直接调度。

据该电站站长介绍，由于项目采用了阳光电源自主研发的大型光储电站PowMart智慧能源解决方案，从频率扰动至目标值调节响应时间小于400ms，完全满足高标准、并网技术规范要求，因此成为当地的标杆电站。仅4月份，该电站就被省电网调用了15次，调用频率50%；储能电站转换效率平均在88%左右，并且几乎没有故障。按山东目前200元/MWh的补贴标准，电站4月份获得超过6万元的补贴。

方式二：大幅节约厂用电成本

除调峰补偿费外，储能电站还能有效节约厂用电费。目前，光伏电站的厂用电占到总发电量的0.5%左右，执行当地的大工业电价。因此，是一笔不少的运营费用。

山东莱州光储电站站长介绍，每天下午接到电网不参与调度命令的后，电站就会将当日的部分发电量进行存储。项目上网电价为0.4148元/度。即使考虑88%的转换效率，厂用电也能节省0.1~0.2元/度的电费成本。二期将实现平价上网，电费节省幅度更大。

2、储能电站降本

即便采取上述两种方式，储能电站的成本回收期仍然很长。如果按当时约2元/Wh的投资标准计算，山东莱州项目储能电站总投资约为4800万元。按照目前的运营状况来看，预期15年能收回投资。这无疑会拉长整个光伏电站的投资回收期。因此，储能设施的降本势在必行！

随着1500V系统在光伏项目中的应用，储能系统也逐渐从1000V提高到1500V，将降低电站投资约10%，效率提升约0.6%。

阳光电源的工程师算了一笔账。当储能系统从1000V提高到1500V，

1）设备的能量密度提高35%以上，功率密度提升38%以上，导致占地面积减少，工程量降低，从而使建设成本降低35%左右；一体化、大系统设计，辅助设施、交流器成本也会下降30%；整体下来，储能系统成本下降10%左右。

2）交流侧电压升高降低交流线损30%以上，加之直流侧线损减少及PCS效率的提升，从而使系统循环效率提升0.6%。

随着储能系统内成本下降，效率提高，预期未来5年LCOS将明显降低。

四、全过程管理保障储能设施安全

近期，国家发展改革委、国家能源局组织起草了《电化学储能电站安全管理暂行办法（征求意见稿）》，来加强电化学储能电站安全管理。对储能产品质量、电站设计、施工与验收、运营管理等方面都提出要求。因此，储能电站的安全必须进行全过程管理。

首先，要选择有经验的储能系统集成商，将安全理念要贯穿储能系统设计的全过程。根据《储能产业白皮书》，2020年国内储能系统集成商业绩前十名如下图所示。

图：2020年中国储能系统集成商业绩前十名

以山东莱州光储项目的储能系统为例，采用四层安全性设计，即防—护—消—泄的设计理念，覆盖储能电站全生命周期。

其次，更要重视日常维护。

山东莱州光储项目站长介绍：对于储能电站的安全运营而言，产品质量重要，平时的运维更加重要！

在加装储能之后，光伏电站的日常运维工作量明显增加，考量到储能安全性的问题，也增加了日常巡检频率；在5月国内储能电站事故后，进行储能安全隐患排查整改并修订储能应急预案，同时还联合当地消防部门进行了消防演练，并建立良好的联防机制。

五、结语

当前，“新能源+储能”的推广仍然能面临一些困境。一方面，整个市场仍然靠政策推动，缺乏市场化的盈利模式；另一方面，大规模储能时代的到来，对储能系统提出了更高的要求，我们缺乏相应的规范和标准。

风光储是一个系统工程，在新能源大规模接入的背景下，储能的灵活性、调节资源短缺更加突出。因此，要汇聚储能产业链各方面的力量，深化技术创新，保障电化学储能早日实现经济性、安全性运行，为其更好更快的融入电力系统创造有力条件。