政策喊话储能参与并网消纳，光伏+储能如何实现“1+1＞2”?

电力18讯：

随着光伏平价上网时代的到来，“新能源＋储能”的联动模式，越来越多的被提及。根据相关机构预测，到2025年，“新能源＋储能”的市场将迈入千亿级。

 

目前储能主要分布在美、德、日、韩国等海外高端市场，海外已经是相对成熟的发电侧需求市场，未来随着国内市场从调频调峰等功率型市场向发电侧市场的转变，国内市场需求也会越来越大。

 

细分到光伏领域，光伏发电可以通过储能实现削峰平谷，并且大幅降低或消除弃光现象，实现发电利用率和经济效益的双增长。凭借这一优势，众多光伏企业都在着力推动“光伏＋储能”模式的发展。

 

光伏企业入局者众

 

近年来，以光伏发电为主的新能源发电成本快速下降，装机容量及能源占比不断上升。配套储能成为业内公认的提高光伏消纳比例的有效手段。利用储能技术快速响应、双向调节、能量缓冲的特性，可以极大提高光伏系统的调节能力和上网友好性。

 

基于上述优势，吸引了光伏业内众多“玩家”，其中不乏龙头企业。

 

阳光电源认为，“光伏＋储能”深度融合是光伏发电的必然趋势，公司多年前便涉足离网储能系统项目，并于2014年成立了储能合资公司正式布局储能业务，积累了丰富的项目经验。

 

阳光电源储能系统广泛应用于德国、英国、日本等多个国家，在北美，阳光电源仅工商业储能市场份额就超过了15％；在澳洲，通过与分销商的深度合作，阳光电源户用光储系统市占率超10％。可以说，阳光电源在储能系统已经进入全球第一方阵。

 

截至2019年底，阳光电源参与的全球重大储能系统项目超过900个，在调频调峰、辅助可再生能源并网、微电网、工商业及户用储能等领域拥有广泛的应用经验。

 

隆基股份也是较早布局光伏＋储能业务的企业。

 

从2015年开始，隆基把主要的生产基地建设在云南，借助云南丰富的光照资源，将光伏＋海水储水相结合，形成完全以光伏电力驱动光伏制造的产业链模式，来实现制造布局。

 

2019年1月，隆基在缅甸推出“光伏＋储能＋柴油”微电网项目，该项目全部采用隆基Hi－MO1－365W单晶高效光伏组件，转化率和发电量均处业内领先水平。项目运行后，有效解决了周边村庄的日常生活供电问题。

 

隆基股份表示，“光伏＋储能”是人类未来能源的终极解决方案，未来光伏＋储能会更具经济性，还可解决能源平衡问题。

 

除上述项目之外，通威集团东营 200MWp 光伏发电项目也是响应国家政策配置储能设施项目之一。

 

2020年6月22日，通威东营光伏变电储能一体化项目正式开工，该项目计划安装建设200MWp光伏电站，配套建设220kV升压站1座，新建26公里220kV送出线路1回，同时升压站侧配置1套10MW／20MWh储能设备。

 

技术与成本掣肘

 

随着地区与国家颁发相关积极消纳能源政策，减少弃风、弃光风险成为业内共识，包括山东、山西、新疆、内蒙古、安徽及西藏等十几个省份，相继出台相关文件要求光伏、风电等新能源电站加装储能系统。

 

6月18日，国家发改委、国家能源局印发《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，要求提高电力系统调节能力，推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。

 

在政策支持下，部分省份已经着手行动。据不完全统计，今年，在内蒙古光伏发电竞价项目中，天合光能、华能、国家电投等企业共计超过400MW的光伏项目都将配置储能。

 

更有部分省份，将国家层面政策引导和鼓励储能参与新能源并网消纳，解读为将储能作为新能源项目的标配。

 

日前，隆基股份在回答投资者提出时指出，关于部分光伏电站强制配储能的要求，具体看明年的政策。国内目前光储项目的规模也在逐步增加。全球范围内，“光伏＋储能”的规模将会随着光伏和储能技术的持续进步而增加，预计明年的全球光伏项目仍将以单纯光伏项目为主。

 

虽配置储能提升了项目的竞争优势，但投资主体转为新能源发电企业后，市场开始担忧新增投入对企业开发项目的现实影响。

 

在业内人士看来，目前，我国储能产业尚处于发展初期，面临技术以及成本等诸多因素掣肘。

 

其中，成本环节表现在低价竞标愈演愈烈，以国内新能源侧为例，储能的中标价格已经由2．15元／Wh（EPC价格）降至1．699元／Wh（EPC价格），远低于行业公认的成本价。

 

同时，光伏发电平价时代的到来，补贴的退坡已经在一定程度上增加了企业的盈利压力，而配置储能后，可能将进一步压缩企业的盈利空间。

 

在技术环节，光伏＋储能系统能够通过电价套利获取收益，在生产过剩时，储能系统以更低的价格从输电网中吸收电量。电价过高时，将这些电量重新输送回输电网，减少整体的价格浮动，系统的可靠性和运营能力也同时得以提高，这在系统和户用层面上是可行的。

 

然而，技术方面的难点在于，由于光储融合系统设备众多，导致电站设计、设备采购、运营、维护的难度和成本的增加，最重要的是，集成商需要对不同的协议和接口了如指掌，由于不同设备之间的通讯接口方案不一样，这便需要解决不同设备之间硬件和软件的接口兼容性难题。

 

其次，光储融合不是光伏设备和储能设备的简单物理组合，而是要依靠技术上的深度融合， 最终如何实现1＋1＞2的效果，非常考验集成商的集成实力。

 

总体而言，光伏配套储能的前景是光明的，如何解决经济性以及解决相关技术问题，是产业链各环节需要分析研究的问题。