储能+光伏如何实现共赢

2020年7月21日下午，由嘉兴秀洲国家高新区指导，浙江省太阳能光伏行业协会、嘉兴市光伏行业协会支持，瀚海嘉兴国际创新中心联合中关村储能产业技术联盟成功举办了“储能+光伏如何实现共赢”对接交流活动。

本次活动分为专题分享、产业研讨两个环节，邀请到了浙江浙能技术研究院电化学储能首席科学家马福元、嘉兴秀洲国家高新区管委会副主任李斌、浙江省太阳能光伏行业协会秘书长沈福鑫、浙江电科院分布式电源和微电网技术重点实验室主任赵波，以及阳光电源、嘉兴曜坤新能源、国网浙江、阿特斯、西安隆基新能源、蜂巢能源、广州智光储能等企业负责人参与分享交流，分析新能源产业的“前世、现状、未来”。本次活动共计吸引200余位线上嘉宾、30余位线下嘉宾共同参与交流。专家观点整理如下：

浙江光储市场发展现状

浙江省光伏以分布式为主，目前没有弃光现象。广州智光储能科技有限公司技术总监郭威表示：截止到2020年第一季度末，浙江光伏装机占比15.9%，排在全国第8位，仅次于西藏、青海、河北、江西、安徽、甘肃、宁夏。装机容量为1375万kW，排全国第4位，分布式光伏达到900多万kW。目前，没有出现弃光现象，给电网调峰、调频带来较大的压力。据国网浙江综合能源服务有限公司储能负责人聂建波预测，未来浙江省可供开发的工商业分布式光伏市场至少还有30GW，市场前景很好。

浙江省电化学储能项目以科研示范项目为主，未形成商业规模。浙能技术研究院电化学储能首席科学家马福元提出：浙江省内装机以火电为主，在现行政策下由于储能的经济性问题,省内尚无电源侧储能联合常规电源调频的应用;用户侧储能以电化学储能为主，商业模式多采用储能系统集成商投资，用户参与利益分享的模式;受浙江省执行的电价政策原因影响，以峰谷套利为目的的商业性储能项目仍较少，多数为储能电池厂家或储能集成商为市场推广所做的示范项目。

电网侧储能方面，浙江第一批电网侧储能电站共建了4个，估计2020年能陆续投运，国网浙江综合能源服务有限公司聂建波表示。

受经济性制约，浙江省内尚没有集中式光伏+储能项目。马福元表示：浙江省装机仍为火电为主，新能源装机比例较小，且大多数以分布式为主，就地消纳情况较好，集中式光伏电站对电网冲击小，现阶段依靠储能进行新能源消纳的需求不高，因此目前省内还没有集中式新能源+储能的商业或示范项目。

企业布局情况

浙江浙能技术研究院在储能方面有一系列布局：

1)在萧山电厂建设一个退役电池的电网侧储能示范项目

浙能经过好几年的论证、讨论，计划在萧山电厂旧址建一个大的电网侧储能示范项目。由于缺乏盈利模式，还没有真正落地，目前在争取省能源局相关政策的支持，2020年下半年有可能会启动。项目规划总规模为300MW/600MWh，一期计划建100MW/200MWh,今年如果实施，估计规模在50MW/100MWh。会采用几种电池类型：常规的磷酸铁锂(40%)+退役动力电池(8%左右)+水系锌离子电池(2%)。

2)采用水系锌离子电池的高功率发电侧调频示范项目。

浙能集团把采用水系锌离子电池的高功率发电侧调频示范项目作为一个重点、重大项目在推进，和中科院上硅所联合组建了浙江浙能中科储能科技有限公司，主要考虑到安全性问题，重点推水系锌离子电池。

国网浙江综合能源服务有限公司聂建波提到，公司也在做一些光储的尝试，比如在杭州西湖区建成一个光储充电站，配有8个直流智能一体式充电机，共480kW，采用磷酸铁锂梯次利用电池作为储能，规模为200kW/400kWh。

阿特斯光伏科技(苏州)有限公司执行副总经理葛纯表示，阿特斯做光伏已有19年的历史，是非常专业的光伏电站开发方面的企业，但90%-95%的业务在海外。早在10年前的时候，阿特斯在加拿大成立了一个微网研究室，做了加拿大第一个微网综合能源项目，包含光伏+储能。从2016年开始，在美国率先开展规模化的光伏+储能项目，在光伏+储能领域走在世界的前列。目前，在美国能够开发的光储项目有5GWh左右，今年有一个项目已经落地，大约530MWh，明年会并网，建成后在世界范围内也是一个很大的光储一体化项目。澳洲也是类似的情况，也有大量光储项目在开发。今年嘉兴阿特斯技术研究院在浙江嘉兴秀洲国家高新区正式动工，这是阿特斯阳光电力集团继在秀洲区启动新能源光伏电池组件项目建设后，又一进入实施阶段的新项目。

蜂巢能源科技有限公司副总裁王君生也提到，目前，蜂巢能源在全国储备了多个光储项目，光伏是76MW，储能是155MWh，计划在1-2年内实现完全交付。

光储发展存在的问题

商业模式还是制约光储发展的最重要因素。浙江电科院分布式电源和微电网技术重点实验室主任赵波表示，光伏+储能对整个光伏的发展有很大帮助，技术上还是解决很多的问题，最大的困惑还是经济性的问题。浙江电网的光伏消纳能力整体上比较强，但局部地区存在消纳问题。以浙江海宁尖山为例，尖山整个110kV变电站分布式光伏装机容量已经和变压器容量相当，尤其是春节、五一期间负荷较低的时候，整个110kV变电站供区已成为了一个小型发电厂，全部倒送到110kV层面、甚至220kV层面，对整个电网的安全、稳定、经济运行造成非常大的压力。随着分布式光伏进一步发展，像海宁尖山地区势必会越来越多。光伏+储能技术是解决这类问题的有效途经。

储能本身的也存在效率、容量衰减、安全方面的问题。广州智光储能科技有限公司技术总监郭威提出，当前储能发展面临一些问题：1)储能系统效率方面：根据调研的实际情况，储能系统综合效率在70多-90%之间，是目前制约储能发展的一个重要因素;2)储能系统容量衰减方面：储能系统运营一段时间以后，可用容量实际上衰减是比较严重的;3)储能安全方面，目前采用的安全措施属于被动安全措施，建议在储能系统设计阶段，引入主动式安全的设计理念。

浙江光储盈利模式

广州智光储能科技有限公司技术总监郭威认为，从浙江光伏装机实际情况来看，分布式光伏占大部分，推广模块化的小储能可能是浙江光储比较好的技术选择。

国网浙江综合能源服务有限公司聂建波表示，浙江电网属于末端负荷大省，现在弃光现象很少，储能技术革命性突破有待考量，仅依靠峰谷价差模式经济性上不足，建议在政策方面做一些争取。目前浙江还没有出台隔墙售电相关政策，未来是一个趋势。增量配售电改革发展起来的话，对光伏+储能是有帮助的。

阿特斯光伏科技(苏州)有限公司执行副总经理葛纯认为，从趋势判断来看，储能是必须要用的，在户用小型光伏项目上采用退役的动力电池经济性能得到保证;借鉴海外的经验，未来电网如果能实现用户侧储能的调度，用户侧光储项目经济性也是可以的;传统的储能采用空冷，随着大型的电池厂商推出液冷技术，认为可以从根本上解决安全问题。

浙江省太阳能光伏行业协会秘书长沈福鑫提出，浙江的光储市场潜力比较大，浙江几个龙企业如正泰、东方日升等多数成立了储能事业部。浙江新能源比例已经很高了，对电网冲击很大，未来分布式光伏发展是肯定要和储能结合。经济性方面，由于浙江省11点-13点之间为低谷电价时段，光伏发电上网的话，收益是最差的，如果配置储能在这个时段充电，在晚上的尖峰时段放电，可提高光伏项目收益。做过测算，电池投资在4年能收回成本，但整体的收益不高，未来会做这方面的尝试。分布式光伏和储能的发展，需要电网公司的推动和调节，不然做不大。

光储发展展望

浙江省电网分布式发电接入容量逐年提高、午间时段光伏上网电价低、电化学储能产业基础雄厚等因素使得浙江在分布式光伏+储能方面有着得天独厚的优势。相信随着电力市场推进以及相关政策的逐步完善，浙江光储市场将迎来很好的发展空间。

可再生能源的大发展，需要储能等灵活性资源作为支撑，光储模式将成为储能发展的一个主要模式，储能将迎来巨大的潜在市场。中关村储能产业技术联盟继续关注区域储能市场，推动储能企业与重点区域资源对接，助力储能市场的开拓与产业发展。