光伏電站配置儲能之風愈演愈烈。

內蒙古、山西、河南helliphellip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。傳導至公司，以國電投、華能、大唐為代表的央企已紛紛率先發力，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地政府相繼公布政策，優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。

從上表不難發現，重要項目地位于內蒙古和山東。內蒙古政府在《2020年光伏發電項目競爭配置方法》中明確優先支持光伏+儲能項目建設。而山東省早于2019年便公布《有關做好我省平價上網項目電網接入工作的通知》，鼓勵較大規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，我國已投運的、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模為625.1MW。2019年新增投運光儲項目的裝機規模為320.5MW，同比上升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，該光伏電站規模為180MW，儲能系統規模為1.5MW/3.5MWh，采用鉛炭電池和磷酸鐵鋰離子電池，通過日均充放電一次的策略進行棄光存儲。項目于2018年一月投運，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，其所發電量可享受與光伏電站相同的上網電價，儲能系統年充放電次數4000次，年增發電量約為150000kWh，年增發電量收益約15萬元，項目投資回收期約6.96年。

再以新疆項目為例，根據《新疆電網發電側儲能管理暫行規則》，對根據電力調度機構指令進入充電狀態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。

這為光伏儲能電站供應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，假如該電站享受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(采用磷酸鐵鋰離子電池儲能系統)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回收期如下表：

注：部分內容來自于中關村儲能產業技術聯盟、儲能與電力市場。