近一個月內(nèi)，新疆、西藏、山東等省份先后為本已火熱的儲能產(chǎn)業(yè)點亮了協(xié)同發(fā)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(xù)出臺，西部與華東遙相呼應，為光伏儲能聯(lián)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(nèi)卻遲遲未能迎來爆發(fā)。近期，該市場呈現(xiàn)出一片“火熱”景象，引起儲能行業(yè)高度關注。一邊是新疆、西藏等西部省份陸續(xù)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(qū)發(fā)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(fā)電側光伏儲能聯(lián)合運行試點相關工作。7月底，首批試點項目名單發(fā)布，共有36個項目滿足試點條件，總規(guī)模為221MW/446MWh，北控智慧能源、陽光電源、天合光能等十余家企業(yè)榜上有名。

　　

　　8月中旬，西藏自治區(qū)能源局發(fā)布《關于申報我區(qū)首批光伏儲能示范項目的通知》，提出將優(yōu)先支持西藏拉薩市、日喀則市、昌都市已建成并網(wǎng)光伏電站側建設儲能系統(tǒng)，同時鼓勵在阿里地區(qū)建設不超過20MW光伏+120MWh儲能項目。根據(jù)《通知》，首批示范項目的儲能裝機規(guī)模將達到1.12GWh。

　　

　　與此同時，由于電網(wǎng)調峰壓力日益增大，山東省能源局在8月初發(fā)布了《關于做好我省光伏平價上網(wǎng)項目電網(wǎng)接入工作的通知》，提出鼓勵較大規(guī)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(jù)國家能源局近日發(fā)布的數(shù)據(jù)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(jù)相關政策，此次新疆光伏儲能聯(lián)合運行試點項目所在光伏電站，從2020年起可連續(xù)5年，每年增加100小時優(yōu)先發(fā)電電量。而納入西藏首批儲能示范項目清單的儲能系統(tǒng)與可再生能源場站，將作為聯(lián)合體參與電網(wǎng)運行優(yōu)化。

　　

　　“作為促進可再生能源消納和電力系統(tǒng)安全穩(wěn)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(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟（CNESA）研究經(jīng)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(tǒng)提供服務。

　　

　　記者根據(jù)國家能源局新疆監(jiān)管辦發(fā)布的“兩個細則”考核補償公示結果統(tǒng)計，2019年1-6月，參與新疆區(qū)域電力輔助服務補償?shù)墓夥l(fā)電企業(yè)，分攤費用約為1928.5萬元，凈支出約為6909.5萬元。

　　

　　“西北地區(qū)新版‘兩個細則’下發(fā)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(qū)為例，試點項目建成投運后，可有效提高光伏發(fā)電3300萬kWh、增加儲能放電2500萬kWh，使光伏發(fā)電企業(yè)增加收入3200萬元左右，降低地區(qū)平均棄光率5%左右。

　　

　　共享儲能探索多重價值

　　

　　采訪中，多位業(yè)內(nèi)人士對記者表示，在政策引領下，“光伏+”儲能的協(xié)同效應已初步顯現(xiàn)，然而現(xiàn)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(yè)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(wǎng)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(jīng)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(nèi)蒙古等省份積極布局，探索儲能的多重功能價值。

　　

　　根據(jù)CNESA編寫的《我國光儲市場發(fā)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(guī)模達到259.6MW。其中，青海省光儲項目的累計投運規(guī)模位居國內(nèi)前列。

　　

　　今年4月，青海率先在國內(nèi)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(yōu)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(jīng)電網(wǎng)調控，儲能電站可以和周邊多個光伏電站進行交易，實現(xiàn)多元化應用。共享儲能模式，也為電網(wǎng)側、用戶側儲能發(fā)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(wǎng)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(wěn)定輸出問題。同時也將促進新型商業(yè)模式和市場交易機制出現(xiàn)。”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(wǎng)調峰，在雙邊協(xié)商和市場競價交易外，剩余儲能資源可被電網(wǎng)調用并獲得0.7元/kWh的調峰補償。”

　　

　　值得注意的是，目前國內(nèi)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(tǒng)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(lián)合參與調頻。儲能在參與輔助服務時，怎樣去備案，電網(wǎng)調度視儲能為怎樣的主體，如何并網(wǎng)、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(xù)出臺。”蘭云鵬表示。