特别关注 | “光伏+”打开不一样的储能

:“光伏+”储能正在携手开启一个新纪元。

（来源：微信公众号“能源发展与政策”ID：nyfzwww）

近一个月内，新疆、西藏、山东等省份先后为本已火热的储能产业点亮了协同发展之“光”。随着试点示范项目工作的开展，以及地方相关支持政策的陆续出台，西部与华东遥相呼应，为光伏储能联合应用提供了大展身手的广阔舞台。

光储结合提升消纳能力

在海外市场，“光伏+”储能的春天早已到来，而国内却迟迟未能迎来爆发。近期，该市场呈现出一片“火热”景象，引起储能行业高度关注。一边是新疆、西藏等西部省份陆续推进光储试点示范项目，另一边是光伏装机容量领跑全国的山东省，明确提出鼓励集中式光伏电站自配储能，光储结合已是大势所趋。

今年2月开始，新疆自治区发改委在阿克苏、喀什、和田和克孜勒苏柯尔克孜等南疆四地州，启动了发电侧光伏储能联合运行试点相关工作。7月底，首批试点项目名单发布，共有36个项目满足试点条件，总规模为221MW/446MWh，北控智慧能源、阳光电源、天合光能等十余家企业榜上有名。

8月中旬，西藏自治区能源局发布《关于申报我区首批光伏储能示范项目的通知》，提出将优先支持西藏拉萨市、日喀则市、昌都市已建成并网光伏电站侧建设储能系统，同时鼓励在阿里地区建设不超过20MW光伏+120MWh储能项目。根据《通知》，首批示范项目的储能装机规模将达到1.12GWh。

与此同时，由于电网调峰压力日益增大，山东省能源局在8月初发布了《关于做好我省光伏平价上网项目电网接入工作的通知》，提出鼓励较大规模的集中式光伏电站自主配备适当比例的储能设施，减少弃光风险。

近年来，西藏、新疆的弃光状况虽有明显缓解，但根据国家能源局近日发布的数据显示，2019年上半年，西藏弃光电量2.1亿千瓦时，弃光率25.7%；新疆（含兵团）弃光电量7.7亿千瓦时，弃光率10.6%，仍远远高于全国平均水平。

根据相关政策，此次新疆光伏储能联合运行试点项目所在光伏电站，从2020年起可连续5年，每年增加100小时优先发电电量。而纳入西藏首批储能示范项目清单的储能系统与可再生能源场站，将作为联合体参与电网运行优化。

“作为促进可再生能源消纳和电力系统安全稳定运行的主要手段，未来一段时期，可再生能源配套储能将成为重点应用领域。”中关村储能产业技术联盟（CNESA）研究经理王思告诉记者，光伏电站配套储能设施，除可提升光伏消纳能力，在增加收益的同时还可为电力系统提供服务。

记者根据国家能源局新疆监管办发布的“两个细则”考核补偿公示结果统计，2019年1-6月，参与新疆区域电力辅助服务补偿的光伏发电企业，分摊费用约为1928.5万元，净支出约为6909.5万元。

“西北地区新版‘两个细则’下发后，增加了对可再生能源场站的考核力度。配置储能将减少光伏电站的考核费用，同时存储的弃光电量在其他高峰时段放出也将带来一定的收益。”王思分析说。

以阿克苏地区为例，试点项目建成投运后，可有效提高光伏发电3300万kWh、增加储能放电2500万kWh，使光伏发电企业增加收入3200万元左右，降低地区平均弃光率5%左右。

共享储能探索多重价值

采访中，多位业内人士对记者表示，在政策引领下，“光伏+”储能的协同效应已初步显现，然而现阶段该模式还存在一定局限性，储能参与电力辅助服务市场，将对商业模式带来深刻改变。

“共享型可再生能源+储能模式，才是解决弃风弃光、电网波动、储能利用率较低等难题的最佳解决方案。”北控智慧能源投资有限公司总经理兰云鹏对记者表示，北控智慧能源正在青海、甘肃、新疆、西藏、内蒙古等省份积极布局，探索储能的多重功能价值。

根据CNESA编写的《我国光储市场发展情况分析报告》，截至2018年底，我国已投运的、与光伏相配套的储能项目累计装机规模达到259.6MW。其中，青海省光储项目的累计投运规模位居国内前列。

今年4月，青海率先在国内开始了共享储能调峰辅助服务市场试点工作。6月，在“绿电15日”期间，青海通过“共享储能”市场化交易，午间时段增加消纳光伏电量74.2万kWh。

采访中记者了解到，共享储能的优势在于灵活的“共享性”，不再需要每个光伏电站都加装储能设施，经电网调控，储能电站可以和周边多个光伏电站进行交易，实现多元化应用。共享储能模式，也为电网侧、用户侧储能发展提供了新路径。

“共享储能的功能是多重的，可以平滑可再生能源输出，促进可再生能源消纳，并参与提供辅助服务。未来在江苏、安徽、山东等省份，可以通过电网侧、用户侧、可再生能源侧，甚至是独立储能电站，解决可再生能源的消纳和稳定输出问题。同时也将促进新型商业模式和市场交易机制出现。”王思介绍说。

王思告诉记者，共享储能设施可通过参与辅助服务市场获得收益回报，“当前，储能可作为市场主体参与青海电网调峰，在双边协商和市场竞价交易外，剩余储能资源可被电网调用并获得0.7元/kWh的调峰补偿。”

值得注意的是，目前国内约有1/4的省份明确了储能参与辅助服务市场的资格，但大多采取储能系统捆绑火电机组的应用形式，相应的调度交易结算细则也尚未明确。

“目前，主要是火储联合参与调频。储能在参与辅助服务时，怎样去备案，电网调度视储能为怎样的主体，如何并网、调用和结算，仍需予以明确。”王思表示。

“电力辅助服务补偿机制正在不断完善，目前各省都在研究关于储能参与电力辅助服务市场的相关政策，相信未来会陆续出台。”兰云鹏表示。

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