一、政府力推

截至目前，內(nèi)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(diào)峰、調(diào)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(wǎng)、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(shè)工作。自2020年以來，七大央企共16個光伏儲能項目進入招標(biāo)及建設(shè)階段。

      在2020年競價項目申報中，內(nèi)蒙古共上報4個太陽能板光伏發(fā)電 儲能 ，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(jīng)濟性

根據(jù)CNESA統(tǒng)計，截至2019年底，中國已投運的、與光伏發(fā)電配套建設(shè)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(shè)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(cè)光伏電站儲能項目為例，該光伏電站規(guī)模為180MW，儲能系統(tǒng)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(wǎng)電價為1元/kWh，以250kW/500kWh鉛炭儲能系統(tǒng)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(wǎng)電價，儲能系統(tǒng)年充放電次數(shù)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(jù)《新疆電網(wǎng)發(fā)電側(cè)儲能管理暫行規(guī)則》，對根據(jù)電力調(diào)度機構(gòu)指令進入充電狀態(tài)的電儲能設(shè)施所充電的電量進行補償，補償標(biāo)準(zhǔn)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(yán)重的時期，光伏電站內(nèi)儲能選擇儲能為自用容量，存儲于儲能設(shè)備內(nèi)的電量經(jīng)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(nèi)儲能選擇儲能為調(diào)峰可用容量，被電網(wǎng)調(diào)用后，可獲得0.55元/kWh的充電補貼，放電(據(jù)相關(guān)消息)可按標(biāo)桿上網(wǎng)電價0.25元/kWh結(jié)算。

假設(shè)按最低標(biāo)準(zhǔn)5MW/2h在光伏電站內(nèi)配置儲能系統(tǒng)，儲能項目成本(采用磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng))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(tǒng)的靜態(tài)回收期如下表：