光伏+储能结合利于行业行稳致远

　近来，光伏企业纷纷把目光投向储能，带动储能市场热度持续上升。储能市场是否会爆发，光储结合是否会出现新机遇成为社会大众普遍关心的问题。近日，中国电力报记者带着这些疑问采访了中关村储能产业技术联盟相关负责人。

　　储能商业化还需时日

　　“从近期来看，简单的‘光伏+储能’模式目前形势下尚难直接实现二者的双赢。”中关村储能产业技术联盟监事长张静告诉中国电力报记者。

　　由于新能源发电受外部环境影响较大，发电出力具有一定波动性，因此电网对光伏、风电等新能源发电并不能做到100%的完全消纳，新能源发电消纳难问题凸显。储能的出现似乎让这一难题的解决看到了希望的曙光，光伏+储能、风电+储能被认为是提高新能源利用效率的有效手段之一。然而这种被认为确实很实用、很节能的最佳组合，在光伏新政策出台之前，因为经济性不高并没有赢得光伏企业的过多青睐。

　　根据中关村储能产业技术联盟项目库数据，截至去年底，我国电化学储能累计装机规模为38.98万千瓦，其中应用于集中式可再生能源并网领域的装机规模约为29%，而这一比值在2012年为41%，在2013年为32%。也就是说，近年来集中式可再生能源并网配置储能设施的进展并不是很快。

　　张静给中国电力报记者算了一笔账，以当前储能项目中用得较多的锂电池和铅炭电池为例，简单计算储能系统度电成本大约为0.45元/千瓦时，如果光伏发电成本为0.25元/千瓦时左右，两者结合度电成本约为0.7元/千瓦时。

　　在目前储能没有补贴的情况下，如果仅靠出售储能电站储存的未上网光伏电量增加光伏发电的经济效益，这种简单的光伏+储能模式的盈利仍然存在一定困难。

　　因此，只有在电力市场化程度不断提高前提下，通过商业模式创新、技术变革、成本降低等方式有效、彻底地解决光伏+储能的盈利问题，储能才真正能成为“救命稻草”，成为光伏平价上网的最佳搭档。盈利问题不解决，不能直接触发储能市场爆发式增长。

　　光储结合是光伏市场化出路之一

　　“虽然目前储能对光伏企业来说并不能达到立竿见影、吹糠见米的救急功效。但是，从长远来看，光伏新政策的出台，将进一步促进两种技术的相互融合，激发开拓新的市场机会，并做相关技术、应用以及标准方面的准备。最终帮助两种技术共同走向市场化，实现在电力市场中获得更高的附加值。”谈及光伏与储能结合的未来，张静这样表示。

　　光伏最终要实现平价上网是国家政策的既定方向。因此，一些资金充裕、危机感较强、布局长远的企业早已把目光投向了寻求和储能的合作上，如协鑫、天合等企业此前一直在探索开展光储结合的模式、应用创新工作。

　　张静表示，光储结合是光伏走向市场化的出路之一。目前的关键是如何利用市场机制、探索模式创新有效地解决盈利问题。她透露，目前联盟正在分别测算“光伏+储能”在不同模式下的经济效益，例如在直接为工业用户节省电费模式中、在市场化隔墙售电模式中以及在参与辅助服务模式中，后期将会发布一些测算成果。

　　此外，在光伏补贴退坡之后，应进一步完善相关市场机制和价格机制，为光储结合创造更加有利的市场环境。

　　事实上，随着各地区峰谷电价差的日益可观，光储结合的优势将更加凸显。在分布式光伏中，“光伏+储能”的模式已经取得了一定市场化运营成果。在北京、深圳、江苏等峰谷价差较大的地区，储能可以把电网消纳不了的光伏发电存储起来在峰价时卖出，或者在峰价时自用，已经可以实现一定程度的盈利。

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