2019年，我国的光伏产业正经历着从补贴向无补贴时代过渡的调整期，即将迈入平价上网时代，这也意味着，光伏发电将要直接面对传统化石燃料发电的竞争。众所周知，光伏发电具有不稳定、不连续的特性，发电量和电能质量受天气影响因素大，规模化发展后的电网消纳等问题，都是光伏发电相对传统化石燃料发电的劣势，并且电力系统也将面临全新的挑战。在这种情况下，储能的价值将会得到充分体现，它既可以平抑发电波动、改善电能质量、存储余电、解决消纳问题，又可以提升电网调度的灵活性。光伏发电的平价上网有望开启“光伏+储能”市场发展的新征程。

一、中国光储市场规模

根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2019年底，中国已投运的、与光伏配套建设的储能项目（含熔融盐储热项目，以下简称“光储项目”）的累计装机规模为800.1MW，同比增长66.8%，占中国已投运储能项目（含物理储能、电化学储能和熔融盐储热项目）总规模的2.5%。2019年，新增投运光储项目的装机规模为320.5MW，同比增长16.2%。黄河水电、鲁能集团、协合新能源等新能源企业对储能的理解和认识逐步加深，也更加认同储能为光伏电站带来的价值。

图1：中国已投运光储项目的累计装机规模（2016-2019年）

数据来源：CNESA全球储能项目库

1、集中式光储项目

根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2019年底，中国已投运的、与集中式光伏电站配套建设的储能项目累计装机规模为625.1MW，占全部光储项目总规模的78.1%。从地区分布上看，项目主要分布在我国的“三北”地区，其中，青海的累计投运规模最大，为294.3MW，占比达到47.1%。2019年，国网青海电力公司创新提出共享储能理念，建立了全国首个共享储能区块链平台，通过双边协商、市场竞价和电网调度三种交易模式，开创了国内储能电站与新能源企业间市场化交易的先河，推动了储能在促进新能源消纳方面的规模化应用，为集中式光储开启了一个新的市场。此外，青海省还有两个熔融盐储热项目均于2019年9月成功并网运行，分别是位于共和的中电建50MW熔盐塔式光热电站项目和位于格尔木的鲁能多能互补集成优化示范工程中50MW塔式光热电站项目。

图2：中国已投运集中式光储电站项目的地区分布（MW%）

数据来源：CNESA全球储能项目库

2、分布式光储项目

根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2019年底，中国已投运的、与分布式光伏配套建设的储能项目累计装机规模为175.0MW，占全部光储项目总规模的21.9%。分布式光储项目的应用场景相对比较多样，主要包括偏远地区光储、工业光储、光储充式电站、海岛光储和军方光储等。其中，偏远地区光储项目的累计投运规模最大，为69.1MW，占比达到39.5%，比去年同期下降近14个百分点，而工业光储项目的占比则比去年同期提升了近8个百分点，利用光储模式降低电费支出的工业用户越来越多。

图3：中国已投运分布式光储项目的应用场景分布（MW%）

数据来源：CNESA全球储能项目库

二、中国光储项目案例分析

1、青海格尔木直流侧光伏电站储能项目

项目位于青海省海西蒙古藏族自治州格尔木市光伏产业园内，总包单位为华能集团。光伏电站规模为180MW，储能系统规模为1.5MW/3.5MWh，采用铅炭电池和磷酸铁锂电池，通过日均充放电一次的策略进行弃光存储。项目于2018年1月投运，整体投资95万元。

图4：光伏电站分布式直流侧储能技术示意图

图片来源：华能集团清洁能源技术研究院

项目采用了分布式直流侧光伏储能技术，如图4所示，解决了储能系统与光伏电站间接入匹配问题。与传统交流侧光伏储能技术相比，分布式直流侧光伏储能技术的应用，不仅减少了光伏组件与电池之间的功率变化，还可以充分利用原光伏逆变器系统的逆变设备、升压设备和电缆线路，以减少设备投资和占地。另外，直流侧接入不影响光伏电站的原有出线容量，也不涉及新增并网设备的相关报批，避免了手续繁杂带来的各种问题。对于早期上网电价较高的光伏电站，通过储能改造，可以显著增加光伏系统的并网发电量和经济收益。

案例中的光伏电站属于比较早期的电站，上网电价为1元/kWh，以250kW/500kWh铅炭储能系统为例进行测算，接入光伏电站，其所发电量可享受与光伏电站一样的上网电价，储能系统年充放电次数4000次，年增发电量约为150000kWh，年增发电量收益约15万元，项目投资回收期约6.96年。目前来说，针对上网电价在0.9元/ kWh以上的光伏电站进行改造或新增储能系统，是具有经济价值的。而随着储能电池成本的不断下降，上网电价在0.7元/kWh以上的光伏电站是可以考虑选择新增储能系统的。

2、比亚迪工业园新能源微电网项目

项目位于深圳市坪山新区比亚迪厂区，由比亚迪电力科学研究院自主承建，于2013年9月开工，2014年7月竣工，占地面积1500平方米，建设容量20MW/40MWh，总投资1.48亿元。电站由中压系统、消防系统、通风系统、能量转换系统、电池及电池管理系统组成，其中能量转换系统、电池及电池管理系统均是比亚迪自主研发产品。整个电站由59000节220ah电芯，128个160kW PCS系统组成，设计寿命20年。电站的主要功能是平滑光伏发电，峰谷电量搬移，实现工业园区用电负荷自主调节。

图5：比亚迪工业园新能源微电网项目现场图

图片来源：比亚迪电力科学研究院

根据当时电站实际运行数据显示：电站结合园区12MW屋顶光伏发电系统，夜间存储低谷电量，园区的实时用电可以根据外部条件实现光伏发电、储能电站和电网取电的动态优化配比方案。经测算，仅从为园区节省的电费和大工业用电基础容量费两项考虑，预计八年可以收回成本，在峰谷电价差较大的地区，在当时已初显商业化价值。

从分布式光储项目的共性上看，储能模块的有无，跟光伏发电收益的关系不大，主要取决于用户侧的峰谷价差大小，而从目前来看，在现有储能技术成本条件下，峰谷价差在0.75元/kWh以上的地区，才具有开发此类项目的经济价值。