原標題：光伏魯企搶抓“分布式”新商機

來源：經濟導報

原標題：光伏魯企搶抓“分布式”新商機

來源：經濟導報

山東分布式光伏發電已經產生較好效益,其中諸城整縣屋頂分布式光伏資本金內部收益率在7%左右

◆導報記者 初磊 濟南報道

“十四五”后,在“雙碳”目標以及鄉村振興戰略的雙重加持下,我國分布式光伏即將迎來新的發展周期。3月18日至19日,在山東濟南舉行的“第六屆中國分布式光伏大會”上,光伏行業資深數據分析師、投資商、開發商及新能源融資機構齊聚,共探分布式光伏的機遇與挑戰。“全球主要新能源市場需求仍然在加速中,”全球領先信息服務公司埃信華邁(IHSMarkit)高級分析師胡丹分析,“中國光伏裝機將引領全球。”

從山東來看,截至2022年底,山東光伏累計裝機規模超42.7吉瓦,成為第一個突破40吉瓦大關的省份。其中,分布式光伏規模高達30.2吉瓦,裝機容量全國第一。當分布式光伏有望在2023年繼續保持高速發展態勢,魯企如何抓住分布式發展的新機遇、把握產業新走勢?

整縣屋頂分布式光伏

試點今年“交卷”

“截至2022年底,山東整縣分布式光伏累計完成裝機超1514萬千瓦,占全國整縣分布式光伏總裝機的40%以上,裝機容量全國第一。”山東省太陽能行業協會秘書長彭飛給出山東整縣分布式光伏裝機的“成績單”。

山東用足用活國家相關政策,扎實推進太陽能等可再生能源駛上高質量發展的“快車道”。

2021年6月,國家能源局啟動整縣(市、區)屋頂分布式光伏規模化開發試點,2021年9月,公布全國676個列入整縣(市、區)屋頂分布式光伏開發試點名單,山東70個縣列入試點范圍,居全國第一位。彭飛分析,從山東省光伏電站累計裝機數據來看,分布式光伏規模高達30.2吉瓦,占比超70%。

山東縱深推進整縣分布式光伏規模化開發,積極推廣德州齊河、臨沂沂水等縣成熟的實施路徑和開發模式,深入實施“百鄉千村”綠色能源發展示范,提升創建層次和水平,著力打造濟寧市任城區喻屯鎮等65個標桿鄉鎮和肥城市東大封村等443個標桿村,促進農村地區清潔能源綜合開發、多元利用。

國家電投山東魯東分公司副總經理譚永明介紹,山東諸城是率先開展整縣分布式光伏的3個縣市之一。統籌考慮整體造價、發電利用小時數、發電電價等因素,山東諸城整縣屋頂分布式光伏資本金內部收益率在7%左右。

作為分布式光伏大省,山東的分布式光伏開發,即將迎來又一次新的機遇。彭飛透露,國家發展改革委能源所最近組織了一場“千家萬戶沐光行動”專家研討會,“沐光行動”實施后,要在全國遴選1000個左右的人均光伏裝機量在10千瓦以上的光伏示范村。

山東安裝新能源事業部副總經理張杰在大會上分享了該公司綁定渠道立體合作、打造光伏綠電品牌服務商的探索與路徑,備受行業關注。行業尤其關心,新形勢下,分布式光伏如何發展?

2023年,山東70個整縣屋頂分布式光伏試點將迎來“交卷”大考。譚永明提醒,行業要關注政策的變動風險。他表示,“屋頂分布式光伏電站所發電量由電網全額收購且不要求配置儲能。但隨著電力現貨市場運行和分布式光伏電站的大量投入,屋頂分布式光伏電站參與電力現貨市場和按比例配置儲能的可能性越來越高,由此會降低電站受益、增加新建電站成本。”

山東光伏大基地項目

加快推進

從全國來看,國家能源局發布的2022年全年光伏裝機情況顯示,2022年,國內新增光伏裝機87.41吉瓦；其中,分布式光伏新增并網容量51.11吉瓦,再次超過地面電站,占比達到58%。其中,戶用光伏新增25.2吉瓦,同比增長17%；工商業分布式新增25.9吉瓦,同比增長236%；地面電站新增36.3吉瓦,同比增長42%。

第六屆中國分布式光伏大會的主題為“創新推動發展科技賦能低碳”。彭飛認為,“十四五”時期,是我國推動能源革命和加快實施“雙替代戰略”的關鍵時期,新能源技術與新一代信息技術、互聯網、大數據等相互滲透、不斷融合,以太陽能為代表的可再生能源將成為科技創新的戰略制高點和轉型發展的先手棋。

對行業企業來說,要以新技術、新產業、新業態、新模式為核心,堅持綠色低碳發展、轉變發展方式、強化技術創新、拓寬投融資渠道、開放對外合作,推動太陽能行業多元化、規模化、高質量發展。

據觀察,在山東“十四五”規劃中,新能源發展依然是能源轉型的重中之重,其中,大基地項目超過40吉瓦,包含海上光伏、風電基地,以及魯北鹽堿灘涂風光儲一體化基地、魯西南采煤塌陷地光伏基地等。彭飛介紹,山東還將積極開展海上光伏建設工程行動,推進海上光伏基礎性、前瞻性關鍵技術創新,在全國率先探索海上光伏規模化開發,開工中廣核煙臺招遠HG30、山東發展投威海文登HG32等首批樁基固定式項目,規模150萬千瓦；深入推進國電投半島南3號等漂浮式項目研究論證,創建海上光伏實證基地；積極探索“海上光伏+”綜合利用,推動海上光伏、海洋牧場等融合發展。

而儲能已成為構建以清潔能源為核心的新型電力系統的關鍵技術。

結合中國2022年的規劃項目情況、招投標項目進展情況、新能源+儲能項目清單情況,以及對頭部企業的訪談情況,“儲能與電力市場”的預測顯示,2023年我國儲能的新增裝機規模還將實現翻番,達到17.7吉瓦/41.1吉瓦時。

“儲能與電力市場”總經理王琤介紹,在儲能高速發展的同時,儲能應用的商業模式如何建立,已然成為業內最關注的熱點問題。截至目前,已有20多個省份發布了新能源配儲要求,帶來儲能需求20吉瓦；9個省(自治區)發布了儲能示范項目政策,規劃儲能項目21.6吉瓦,其中,山東、湖北、湖南的示范項目具有大規模的實質性進展。

就山東來看,自去年3月份首批投運的6座獨立儲能電站(總容量512兆瓦)參與電力現貨交易以來,截至今年1月29日,獨立儲能站參與現貨市場交易電量已超2億千瓦時,對促進新能源電力消納和能源結構優化調整發揮了積極作用。

獨立儲能電站

收益率可觀

王琤認為,電力現貨市場提供給獨立儲能電站的機遇已然呈現,“考驗電力市場預測、項目運營水平的時刻到了。”在她看來,隨著參與電力市場的儲能電站的數量不斷增加、規模不斷擴大,專業化運營服務的市場機會或將呈現。

以山東6座獨立儲能電站參與電力現貨交易數據為例進行粗略計算:10個月內,100兆瓦/200兆瓦時的獨立儲能電站,平均約參與電力現貨市場交易電量0.39億千瓦時(2億千瓦時/512兆瓦*100兆瓦)；進而推斷,一個100兆瓦/200兆瓦時的獨立儲能電站,全年平均可參與電力現貨市場交易0.47億千瓦時(0.39億千瓦時/10個月*12個月)；100兆瓦/200兆瓦時儲能電站全年實現滿充放電次數234次(0.47億千瓦時/200兆瓦時)。

根據去年1-11月的電力現貨市場實時電價的分析顯示,如儲能電站可以完全預測準確電價趨勢,在全天最低電價時段充電2小時,在電價最高時段放電2小時,可獲得理想價差0.59815元/千瓦時。

不考慮充電放電損耗、參與電力市場時相關分攤費用等的影響,在此電價差下,100兆瓦/200兆瓦時的獨立儲能電站理想情況下,在電力現貨市場,全年可實現現貨電價套利2803萬元(0.47億千瓦時*0.59815元/千瓦時)。

疊加容量租賃(3200萬元)、容量補償收益(600萬元),全年可實現總收益約6600萬元。在此收益下,實現獨立儲能電站一定的收益率要求,并不困難。

這些獨立儲能設施通過參與現貨市場交易,實現了“低買高賣”獲利模式,即電價低谷時段買入電力、電價高峰時段賣出電力。同時,獨立儲能設施參與現貨交易還可減輕新能源裝機快速增長所帶來的電網調峰壓力,提升電網新能源電力消納能力。

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