近日，国网山西向山西省能源局出具了一份关于2020年新建光伏发电消纳意见的文件，建议2020年全省新增光伏发电建设规模80万千瓦，在大同市建设平价项目60万千瓦，另外安排竞价项目20万千瓦，2021年并网发电。此外，还建议新增光伏发电项目应统筹考虑具有一定用电负荷的全产业链项目，配备15%-20%储能，落实消纳协议。
(来源：微信公众号“氢储一号”)
值得注意的是文件中对“新增光伏发电应统筹考虑具有一定用电负荷的全产业链项目，配备15%-20%储能”的建议。
近年来各个地区均有出具关于新增光伏发电配备储能设施的相关文件，但从实施的总体情况来看这些文件的相关项目进行得并不顺利。
回顾2017年，青海省发改委印发了《青海省2017年度风电开发建设方案》，明确提出2017年青海规划的330万千瓦风电项目，各项目按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模33万千瓦。
然而无论是对风电相关企业的影响，还是由谁来承担储能投资和相关建设的成本问题，都争议不断。最终该方案在重重压力下撤销，早早夭折。
2019年2月，新疆自治区发改委下发了《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》。其中特别指出，鼓励光伏电站合理配置储能系统，按照光伏电站装机容量20%配置;同年七月新疆再次发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，决定在喀什、和田、克州、阿克苏南疆四地州布局不超过350MW光伏储能联合运行试点项目，储能系统原则上按照不低于光伏电站装机容量15%、且额定功率下的储能时长不低于2小时配置。
尽管新疆两次下发光伏发电配备储能设施的相关文件，但相关项目最终都以取消告终。相关市场机制的不成熟，使推行光伏发电配备储能设施的方案举步维艰。
2019年9月山东省能源局下发《关于做好我省平价上网项目电网接入工作的通知》，《通知》明确提出，鉴于山东省电网调峰压力较大的实际情况，鼓励较大规模的集中式光伏电站自主配备适当比例的储能设施，减少“弃光”风险。
其中“鼓励”的具体措施没有落实，“配备适当比例”究竟是多少也引起了业内人士的争议。且有专家指出，光伏电站配备适当的储能设施在技术上是可行的，然而企业没有足够的动力去投资，现有市场也不够成熟，企业也对文件中的要求反应不一。
尽管业内企业和专家对光伏电站配备储能设施的相关文件争议不断，各地区仍坚持推行这一建设，光伏发电配备储能设施无论从哪个角度来看似乎都是市场大势所趋。
如2020年5月左右，内蒙古赤峰印发《2020年光伏发电项目竞争配置工作方案》 优先支持配置储能光伏发电项目。
同时新疆今年再以补贴鼓励发电侧建设，力推储能，6月8日新疆柯坪县4MW/8MWh和洛浦县10MW/20MWh发电侧储能电站正式并网运行，成为西北地区发布储能政策后首批落地的光伏储能联合运行试点项目。
那么究竟为什么要推行光伏发电站配备储能设施呢?新疆三度出具相关文件鼓励光伏发电配备储能设施的动因又是什么?
据悉，2019年南疆地区的弃光率曾高达14%，光伏消纳弱，弃光率高和限电问题严重制约着西北光伏产业的发展。而在光伏电站配备储能设施能够有效地解决上述问题。
专家指出，储能在发电侧可发挥一次调频、减少弃电、平滑波动的功能。那么新疆的发电侧储能电站项目的成功落地，必然考虑到了这一技术优势。
另外，专家还指出了配备储能在其它发展方向存在的优势，如在电网侧可提供调频辅助服务和削峰填谷的功能;在用户侧可通过节省扩容费率、用电响应、峰谷电差等降低用电成本。
然而技术上的优势难以低效投资成本给企业带来的影响。
在发电侧储能存在两个主要的难题，一是成本，专家分析光伏发电成本加上储能成本与其他能源上网电价相比较，仍然不占据优势;二是安全问题，国外储能电厂曾经发生过事故，引起业内人士对储能电厂建设方面的担忧情绪，对储能的相关投资也有下滑趋势。难题的解决需要时间，那么在未来几年里，发电侧储能可能无法实现大的飞跃。
并且在电网侧2019年5月28日发改委出台了《输配电定价成本监审办法》，明确规定输配电网不能纳入储能的成本。一旦成本难以分摊，企业发展储能的动力也随之下降。
专家认为，用户侧储能是在近期发展的主方向，存在盈利潜能。而核心的问题是，如何通过优化系统，充分整合并最大化用户侧的盈利潜能。
储能的相关发展兜兜转转还是回到了“盈利”这一关键问题之上。
尽管光伏发电配备储能设施在“盈利”问题上仍然难以协调，但是在全面平价上网的大背景之下，“光伏+储能”还是是目前解决光伏波动性和间接性难题、提升消纳能力最经济有效的手段。
业内企业主要面临的问题逃不开经济性的问题，犹如一道高高的门槛，跨过去，才有可能实现飞跃式的发展。
就目前光伏电站的发展而言，可以看到的是，光伏电站盈利已经处于被极度压缩的状况。如果配套储能设施，则会造成新的高昂成本的支出。在没有明确的投资回收利益的驱动，企业对储能的投资就会陷入十分被动的状况之下。
地方政府出具文件鼓励相关建设，必然得给出比较明确的鼓励措施。经济性问题是地方政府和相关企业都难以逃开的一道门槛。
从各地出具文件后得到的各项反馈就能看出业内企业对这“强制”的被动程度。以商业化的手段来促进该项目的推行才是突破口。这一方面可以借鉴国外在储能方面的市场应用。
根据CNESA数据，2019年上半年，全球新投运电化学储能项目802.1MW，同比下降38.9%。其中，排名前五的国家为美国(197.1MW)、英国(126.7MW)、中国(116.9MW)、澳大利亚(116.2MW)、阿联酋(108MW)等。海外市场的电力市场化更加成熟，对储能发展出台的相关税收政策、补贴政策都极大地鼓励了企业发展，也因此其储能的应用更广，而随着成本的快速下降，海外国家在储能市场的增长前景十分乐观。
国内在电网侧储能由于政策原因快速下滑，短期内难以看到较为强劲的发展势头。但在后期发展，政策的进一步完善和推行下，电力市场化改革推进、市场机制的完善，以及随之而来的成本下降，国内储能市场的发展也会迎来一片大好前景。
