光储系统应用技术路线分析-新消息

一、光储系统的概念与作用

【资料图】

光储系统就是由光伏设备和储能设备组成的新能源发电系统。目前，储能在光伏系统内的应用场景有四个，如下图所示。

光伏配储能的一个最重要的作用，就是提高电力系统可靠性，保持整个电力系统的输出稳定。同时，还可以提供能量的备用，提高光伏发电发电利用小时数，提升项目的收益。

二、储能系统的四种应用场景

储能的四种场景的划分是基于储能系统的安装位置、投资方。

1、按安装位置划分

第一种：在光伏发电的直流侧，由光伏投资放投资。光伏系统发出直流电之后，直接进入储能系统。

第二种：光伏发电的交流侧，由光伏投资放投资。既可以在发电厂内的交流侧，也可以用发电企业建设在发电厂外的交流侧。

第三种：由电网主导投资、建设的电网侧。

第四种：工商业和用户投资、建设的负荷侧。

在发输配用三个环节里，

发电侧的光伏发电系统的储能电站：既可以与光伏组件一起，并联于逆变器的直流侧；也可以建设光伏电站内与光伏逆变器共同使用一块上网电表；还可以建设在光伏电站外，储能电站独享一块上网电表。

在输配电侧，主要是由电网主导的需求，由电网主导建设。

在用户侧，主要是以工商业用户、家庭用户建设光储电站。

2、四种场景的主要作用

发电侧主要用于平抑新能源的波动，跟踪电网的发电计划，缓解弃风弃光。

输配电侧主要是保证电网的安全可靠运行，参与电网的调峰、调频、黑启动等电网辅助服务。

用户侧主要适用于峰谷套利、动态增容、需求侧响应。峰谷套利是由于用户侧的工商业电价是有峰谷电价，在谷时充电、峰时放电，减少了在峰值时间段向电网买电的成本。

三、四种应用场景的优缺点介绍

1、储能应用场景---发电直流侧

1）适用场景

新建容配比较高，电站直流侧限发严重

光伏出力波动大，电能质量较差的电站

无额外并网点，不具备接入条件的电站

2）优点

减少弃光，提高设备可利用率

可为光伏输出发力，补充光照弱时的功率不足

提高电站可利用小时数，增加收益

分散布置，无需土地审批流程

无需单独入网手续，建设周期短

3）缺点

国内直流侧储能暂时不能作为光伏配储指标

国内光伏上网电价低，仅依靠电价难以支撑成本

光伏场区分散布置，运维困难

图片

2、储能应用场景---发电交流侧（新能源站站内)

1）适用场景

单体电站规模较大

收益模式暂不明确，成本是首要考虑

满足并网要求，控制精度可靠性要求高

2）优点

促进新能源消纳

作为电网支撑点，提升电网稳定性

3）缺点

在电网末端接入，对系统辅助服务作用不明显，电网调度意愿不高，辅助服务收益困难。

系统使用率低，价值发挥不明显

3、储能应用场景---发电交流侧（站外：独立储能)

1）适用场景

单体电站规模大

收益模式多样化，系统可用率逐渐得到重视

满足并网要求，控制精度可靠性要求高

2）优点

可以满足配储要求

规模化建设，系统成本低

独立运营，专业度更强

收益来源多样化，适合市场化发展

3）缺点

暂无明显缺点

4、储能应用场景--电网侧

1）适用场景

单体电站规模大

收益模式相对电源侧较高，成本不是决定性因素

满足电网调度要求，系统可靠性、运维便捷性要求高

2）优点

作为备用容量，参与电网调度

参与电力现货交易，推进智能电网发展

3）缺点

没有固定的收益模式

针对电网侧的政策不明朗

5、储能应用场景---用户侧

1）适用场景

单体电站规模较小

主要盈利模式为峰谷套利，追求单Wh收益。对容量利用率比较敏感。

控制逻辑简单

2）优点

提高光伏发电收益

动态增容，缓解电网端负荷压力

价值套利，提供辅助服务（调频、黑启动）

参与需求相应市场

3）缺点

收益模式单一

电价政策存在不确定性

四、储能系统四种应用场景的实际案例

4、上能项目---负荷侧

五、储能系统四种应用场景的对比分析

六、2022年储能政策分析

1、中国、美国重点储能政策

储能政策除了中国的政策外，还着重介绍美国的储能政策。因为目前储能项目收益、商业模式最好的国家是美国。

同时，从每年建设的储能项目规模来看，中国、美国是两个最大的国家。

中国的储能的配套政策已经非常多，下表列了近期主要的几个储能政策；

众多国家级的政策对于储能都提出了积极推进、大力发展以及规模化应用等意见，但是缺乏储能收益模式或者储能的定价策略，或者说储能的蛋糕从哪里来的政策？因此，中国的储能市场，虽然发展很快，建设规模很大，但是依然缺乏明晰的商业模式。

美国的《2万亿美元基础建设计划》和《长期储能公关计划》，也是针对储能行业，涉及了大量的政策，同时也提供了相应的模式。

2、关于独立储能政策

今年，国家发展改革委、国家能源局下发《进一步推动新型储能参与电力市场和电力运营的通知》，已经给出了新能储能参与电力市场的服务的相关的政策、原则。

然而，目前各地都没有出台实施细则。核心的原因在于，储能的成本谁来承担？

让从新能源发电企业承担，新能源发电的成本就太重了！让电网企业承担，目前政策下，电网企业的投资成本也无法疏导。

根据未来的发展趋势，我们判断，未来储能的投资成本可以来源于三方面：

1、新能源成本的下降

随着新能源的技术发展，新能源的系统成本、度电成本都会下降，新能源的发电成本与火力发电和水力发电成本之间差价，可以成为储能成本的一个来源。

2、用户侧峰谷电价差的拉大

工商业峰谷电价的拉大，也会给储能投资带来空间。

3、用户侧电价的上升

中国社会整体电价的上涨，也将给储能投资带来空间。

七、独立共享储能将成为未来增长助力

上图是以湖南和山东两个省共享储能（独立共享）为例。共享是因为投资方不止一个。

整个储能的发展还是依赖于产业界的成本下降。能够明确，中国储能市场在未来三到五年内，独立储能应该是最重要的形式。其他形式也会长期存在，但独立储能相对发展更快！

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