光储市场“蠢蠢欲动”，专家呼吁加快建立市场化交易和分时电价体系
编辑 | 肖蓓
出品 | 储能观察 & PV-Tech
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根据《储能产业研究白皮书2020》初步统计数据显示，2019年全球已投运电力储能项目（含物理储能、电化学储能以及熔融盐储热）累计装机规模达183.1GW，同比增长1.2%。
中国已投运电力储能项目累计装机规模达到32.3GW，占全球市场的17.6%，同比增长3.2%，新增投运容量1GW，其中，电化学储能新增投运519MW/855MWh。
在储能的众多发展形式中，“光伏+储能”是当下比较热门的应用领域之一。由于储能可以快速精准的储存电量，平缓短期的波动，消除最大负荷电量，因此它可帮助太阳能发电达到随时可用的状态。
以德国、英国、澳大利亚、美国、日本为代表的国家在“光伏+储能”方面走在了世界前列，而与储能相关的项目也成为这些国家的投资热点。
在中国，“光伏+储能”也是近两年的热点之一，随着新疆首个发电侧光储试点项目并网运行、多地光储充项目建成投运，国内首个由独立市场主体投资建设并参与市场化运营的电网侧储能电站开工建设等，这些都让人看到光储市场的“蠢蠢欲动”。
3月26日，内蒙古自治区能源局印发的《2020年光伏发电项目竞争配置方案》，亦释放出光伏+储能优先的信号。
文件指出，明确2020年内蒙古新增的光伏发电消纳空间全部通过竞争性配置的方式组织申报，重点支持在荒漠地区、采煤沉陷区、煤矿露天矿排土场建设光伏电站，支持以自发自用为主的工商业分布式电站，优先支持光伏+储能项目建设。
这一方案的发布在行业引起了广泛关注，不少光伏与储能公司加快了对“光伏+储能”的布局和动作。
对于当前光伏电站站内储能由光伏发电企业投资建设，以及业内寄希望于国家出台补贴政策的形势，行业专家、国家发展和改革委员会能源研究所前研究员王斯成表示：“内蒙、新疆、山东、青海地区的强制配装是不对的，而行业希望国家出台补贴政策也是不现实的。”
他建议：“站内储能需要靠市场化交易和分时电价体系的建立，通过商业化的手段促使光伏电站安装储能系统。”
王斯成还提到，对于分布式光伏系统，一方面因为分布式光伏的成本大大低于电网的零售电价，价差足以支持安装分布式储能，这与德国和日本的情况类似。
另一方面，安装储能之后，分布式光伏系统就具备了调节能力，在电力交易市场和分时电价系统建立起来后，能够实现分布式光伏项目的收益最大化，就有了市场驱动力。
国家发改委能源研究所可再生能源中心研究员时璟丽与王斯成的观点一致，她表示：“对储能产业国家也出台了不少政策，从市场准入政策上来看，储能方面并不希望再走持续性的补贴之路，而是希望通过市场化模式来促进商业模式的建立和市场的健康发展。”
时璟丽认为，“十四五”可再生能源电价补贴会退出，光伏+储能会成为重要的新业态之一。
在“十四五”后期，光伏可能会成为低价电源，储能成本在十四五末期或者后半段，有可能达到基于现在成本的一半。结合终端价格改革以及发电侧的电力市场建设，“十四五”模式的新业态和规模可能进入到一个快速增长期。
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