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“光伏+”儲能正在攜手開啟一個新紀元。
近一個月內，新疆、西藏、山東等省份先后為本已火熱的儲能產業點亮了協同發展之“光”。隨著試點示范項目工作的開展，以及地方相關支持政策的陸續出臺，西部與華東遙相呼應，為光伏儲能聯合應用提供了大展身手的廣闊舞臺。
光儲結合提升消納能力
在海外市場，“光伏+”儲能的春天早已到來，而國內卻遲遲未能迎來爆發。近期，該市場呈現出一片“火熱”景象，引起儲能行業高度關注。一邊是新疆、西藏等西部省份陸續推進光儲試點示范項目，另一邊是光伏裝機容量領跑全國的山東省，明確提出鼓勵集中式光伏電站自配儲能，光儲結合已是大勢所趨。
今年2月開始，新疆自治區發改委在阿克蘇、喀什、和田和克孜勒蘇柯爾克孜等南疆四地州，啟動了發電側光伏儲能聯合運行試點相關工作。7月底，首批試點項目名單發布，共有36個項目滿足試點條件，總規模為221MW/446MWh，北控智慧能源、陽光電源、天合光能等十余家企業榜上有名。
8月中旬，西藏自治區能源局發布《關于申報我區首批光伏儲能示范項目的通知》，提出將優先支持西藏拉薩市、日喀則市、昌都市已建成并網光伏電站側建設儲能系統，同時鼓勵在阿里地區建設不超過20MW光伏+120MWh儲能項目。根據《通知》，首批示范項目的儲能裝機規模將達到1.12GWh。
與此同時，由于電網調峰壓力日益增大，山東省能源局在8月初發布了《關于做好我省光伏平價上網項目電網接入工作的通知》，提出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。
近年來，西藏、新疆的棄光狀況雖有明顯緩解，但根據國家能源局近日發布的數據顯示，2019年上半年，西藏棄光電量2.1億千瓦時，棄光率25.7%；新疆（含兵團）棄光電量7.7億千瓦時，棄光率10.6%，仍遠遠高于全國平均水平。
根據相關政策，此次新疆光伏儲能聯合運行試點項目所在光伏電站，從2020年起可連續5年，每年增加100小時優先發電電量。而納入西藏首批儲能示范項目清單的儲能系統與可再生能源場站，將作為聯合體參與電網運行優化。
“作為促進可再生能源消納和電力系統安全穩定運行的主要手段，未來一段時期，可再生能源配套儲能將成為重點應用領域。”中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）研究經理王思告訴記者，光伏電站配套儲能設施，除可提升光伏消納能力，在增加收益的同時還可為電力系統提供服務。
記者根據國家能源局新疆監管辦發布的“兩個細則”考核補償公示結果統計，2019年1-6月，參與新疆區域電力輔助服務補償的光伏發電企業，分攤費用約為1928.5萬元，凈支出約為6909.5萬元。
“西北地區新版‘兩個細則’下發后，增加了對可再生能源場站的考核力度。配置儲能將減少光伏電站的考核費用，同時存儲的棄光電量在其他高峰時段放出也將帶來一定的收益。”王思分析說。
以阿克蘇地區為例，試點項目建成投運后，可有效提高光伏發電3300萬kWh、增加儲能放電2500萬kWh，使光伏發電企業增加收入3200萬元左右，降低地區平均棄光率5%左右。
共享儲能探索多重價值
采訪中，多位業內人士對記者表示，在政策引領下，“光伏+”儲能的協同效應已初步顯現，然而現階段該模式還存在一定局限性，儲能參與電力輔助服務市場，將對商業模式帶來深刻改變。
“共享型可再生能源+儲能模式，才是解決棄風棄光、電網波動、儲能利用率較低等難題的最佳解決方案。”北控智慧能源投資有限公司總經理蘭云鵬對記者表示，北控智慧能源正在青海、甘肅、新疆、西藏、內蒙古等省份積極布局，探索儲能的多重功能價值。
根據CNESA編寫的《我國光儲市場發展情況分析報告》，截至2018年底，我國已投運的、與光伏相配套的儲能項目累計裝機規模達到259.6MW。其中，青海省光儲項目的累計投運規模位居國內前列。
今年4月，青海率先在國內開始了共享儲能調峰輔助服務市場試點工作。6月，在“綠電15日”期間，青海通過“共享儲能”市場化交易，午間時段增加消納光伏電量74.2萬kWh。
采訪中記者了解到，共享儲能的優勢在于靈活的“共享性”，不再需要每個光伏電站都加裝儲能設施，經電網調控，儲能電站可以和周邊多個光伏電站進行交易，實現多元化應用。共享儲能模式，也為電網側、用戶側儲能發展提供了新路徑。
“共享儲能的功能是多重的，可以平滑可再生能源輸出，促進可再生能源消納，并參與提供輔助服務。未來在江蘇、安徽、山東等省份，可以通過電網側、用戶側、可再生能源側，甚至是獨立儲能電站，解決可再生能源的消納和穩定輸出問題。同時也將促進新型商業模式和市場交易機制出現。”王思介紹說。
王思告訴記者，共享儲能設施可通過參與輔助服務市場獲得收益回報，“當前，儲能可作為市場主體參與青海電網調峰，在雙邊協商和市場競價交易外，剩余儲能資源可被電網調用并獲得0.7元/kWh的調峰補償。”
值得注意的是，目前國內約有1/4的省份明確了儲能參與輔助服務市場的資格，但大多采取儲能系統捆綁火電機組的應用形式，相應的調度交易結算細則也尚未明確。
“目前，主要是火儲聯合參與調頻。儲能在參與輔助服務時，怎樣去備案，電網調度視儲能為怎樣的主體，如何并網、調用和結算，仍需予以明確。”王思表示。
“電力輔助服務補償機制正在不斷完善，目前各省都在研究關于儲能參與電力輔助服務市場的相關政策，相信未來會陸續出臺。”蘭云鵬表示。
近一個月內，新疆、西藏、山東等省份先后為本已火熱的儲能產業點亮了協同發展之“光”。隨著試點示范項目工作的開展，以及地方相關支持政策的陸續出臺，西部與華東遙相呼應，為光伏儲能聯合應用提供了大展身手的廣闊舞臺。
光儲結合提升消納能力
在海外市場，“光伏+”儲能的春天早已到來，而國內卻遲遲未能迎來爆發。近期，該市場呈現出一片“火熱”景象，引起儲能行業高度關注。一邊是新疆、西藏等西部省份陸續推進光儲試點示范項目，另一邊是光伏裝機容量領跑全國的山東省，明確提出鼓勵集中式光伏電站自配儲能，光儲結合已是大勢所趨。
今年2月開始，新疆自治區發改委在阿克蘇、喀什、和田和克孜勒蘇柯爾克孜等南疆四地州，啟動了發電側光伏儲能聯合運行試點相關工作。7月底，首批試點項目名單發布，共有36個項目滿足試點條件，總規模為221MW/446MWh，北控智慧能源、陽光電源、天合光能等十余家企業榜上有名。
8月中旬，西藏自治區能源局發布《關于申報我區首批光伏儲能示范項目的通知》，提出將優先支持西藏拉薩市、日喀則市、昌都市已建成并網光伏電站側建設儲能系統，同時鼓勵在阿里地區建設不超過20MW光伏+120MWh儲能項目。根據《通知》，首批示范項目的儲能裝機規模將達到1.12GWh。
與此同時，由于電網調峰壓力日益增大，山東省能源局在8月初發布了《關于做好我省光伏平價上網項目電網接入工作的通知》，提出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。
近年來，西藏、新疆的棄光狀況雖有明顯緩解，但根據國家能源局近日發布的數據顯示，2019年上半年，西藏棄光電量2.1億千瓦時，棄光率25.7%；新疆（含兵團）棄光電量7.7億千瓦時，棄光率10.6%，仍遠遠高于全國平均水平。
根據相關政策，此次新疆光伏儲能聯合運行試點項目所在光伏電站，從2020年起可連續5年，每年增加100小時優先發電電量。而納入西藏首批儲能示范項目清單的儲能系統與可再生能源場站，將作為聯合體參與電網運行優化。
“作為促進可再生能源消納和電力系統安全穩定運行的主要手段，未來一段時期，可再生能源配套儲能將成為重點應用領域。”中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）研究經理王思告訴記者，光伏電站配套儲能設施，除可提升光伏消納能力，在增加收益的同時還可為電力系統提供服務。
記者根據國家能源局新疆監管辦發布的“兩個細則”考核補償公示結果統計，2019年1-6月，參與新疆區域電力輔助服務補償的光伏發電企業，分攤費用約為1928.5萬元，凈支出約為6909.5萬元。
“西北地區新版‘兩個細則’下發后，增加了對可再生能源場站的考核力度。配置儲能將減少光伏電站的考核費用，同時存儲的棄光電量在其他高峰時段放出也將帶來一定的收益。”王思分析說。
以阿克蘇地區為例，試點項目建成投運后，可有效提高光伏發電3300萬kWh、增加儲能放電2500萬kWh，使光伏發電企業增加收入3200萬元左右，降低地區平均棄光率5%左右。
共享儲能探索多重價值
采訪中，多位業內人士對記者表示，在政策引領下，“光伏+”儲能的協同效應已初步顯現，然而現階段該模式還存在一定局限性，儲能參與電力輔助服務市場，將對商業模式帶來深刻改變。
“共享型可再生能源+儲能模式，才是解決棄風棄光、電網波動、儲能利用率較低等難題的最佳解決方案。”北控智慧能源投資有限公司總經理蘭云鵬對記者表示，北控智慧能源正在青海、甘肅、新疆、西藏、內蒙古等省份積極布局，探索儲能的多重功能價值。
根據CNESA編寫的《我國光儲市場發展情況分析報告》，截至2018年底，我國已投運的、與光伏相配套的儲能項目累計裝機規模達到259.6MW。其中，青海省光儲項目的累計投運規模位居國內前列。
今年4月，青海率先在國內開始了共享儲能調峰輔助服務市場試點工作。6月，在“綠電15日”期間，青海通過“共享儲能”市場化交易，午間時段增加消納光伏電量74.2萬kWh。
采訪中記者了解到，共享儲能的優勢在于靈活的“共享性”，不再需要每個光伏電站都加裝儲能設施，經電網調控，儲能電站可以和周邊多個光伏電站進行交易，實現多元化應用。共享儲能模式，也為電網側、用戶側儲能發展提供了新路徑。
“共享儲能的功能是多重的，可以平滑可再生能源輸出，促進可再生能源消納，并參與提供輔助服務。未來在江蘇、安徽、山東等省份，可以通過電網側、用戶側、可再生能源側，甚至是獨立儲能電站，解決可再生能源的消納和穩定輸出問題。同時也將促進新型商業模式和市場交易機制出現。”王思介紹說。
王思告訴記者，共享儲能設施可通過參與輔助服務市場獲得收益回報，“當前，儲能可作為市場主體參與青海電網調峰，在雙邊協商和市場競價交易外，剩余儲能資源可被電網調用并獲得0.7元/kWh的調峰補償。”
值得注意的是，目前國內約有1/4的省份明確了儲能參與輔助服務市場的資格，但大多采取儲能系統捆綁火電機組的應用形式，相應的調度交易結算細則也尚未明確。
“目前，主要是火儲聯合參與調頻。儲能在參與輔助服務時，怎樣去備案，電網調度視儲能為怎樣的主體，如何并網、調用和結算，仍需予以明確。”王思表示。
“電力輔助服務補償機制正在不斷完善，目前各省都在研究關于儲能參與電力輔助服務市場的相關政策，相信未來會陸續出臺。”蘭云鵬表示。
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