据了解，2020年全球光伏市场的表现好于预期，新增装机容量达到134GW，较2019年同比增长22%，国内，光伏+储能的项目近两年来也在不断增加。伴随着两会热议的新能源市场，该话题再度受到不少瞩目。面对未来清洁能源不断发展的趋势，光伏+储能有望成为下一轮能源竞赛中的翘楚。
“碳中和”背景下，一大批光伏的预备项目都已经新鲜出炉，而作为国家发展的战略目标，新年伊始，国内首个国家光伏、储能实证实验平台(基地)落户大庆，也填补了国内光伏、储能行业户外实证实验空白。开年不到一个月的时间， 青海、西藏、新疆、山东、江苏、湖北、内蒙古等地都相继发布了今年的光伏储能目标和计划，据了解，2021年已有八省明确新能源配储比例要求，光伏+储能趋势一片大好。
“在‘3060碳目标’下，光伏将在我国未来能源格局中发挥更大价值。” 正泰集团董事长南存辉在记者提问时说道。光伏作为可再生能源之一，在缓解环境污染压力的同时又是构建新型电力系统不可或缺的一个要素，在接下来的几年中，这将是储能市场发展的重要方向之一。
光储项目概况
目前已知的国内最大的光储融合项目就是位于中国青海省海南州共和县的202.86MW/ 202.86MWh特高压“光伏+储能”项目。青海省海南州特高压外送基地电源配置项目海南州塔拉滩一标段1000MW光伏电站地处青海省海南藏族自治州共和县，地貌为黄河高阶地，场址区地形平缓开阔，北部为祁连山，南部为波状沙丘地，青海湖位于场址北侧约30km，黄河从场址东南部约40km经过。项目场址区位于海南州千万千瓦级新能源基地（一区两园）光电园区内，距共和县城约43km，工程装机容量1000MW，占地面积约17.616km2。
特高压外送基地电源配置项目海南州塔拉滩一标段1000MW光伏电站，共配置319套储能系统、储能容量200.97MW / 200.97MWh，储能方式为交流侧储能；海南州千万千瓦级新能源基地电力工程基础1#～3# 330kV汇集站，共配置32套储能系统，其中29套为借调塔拉滩一标段、施工电源功能结束后分别归还，另外3套永久布置于1#～3# 330kV汇集站做备用电源。
当时的政策背景是2019年6月3日，西北能监局发布的《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》，指出储能电站可作为市场主体参与调峰等辅助服务，电网调用储能设施参与青海电网调峰价格暂定0.7元/千瓦时。准入条件为发电企业、用户侧或电网侧储能设施，充电功率在10MW以上、持续充电时间2小时以上。
后期青海省发展改革委、省能源局，海南州政府，黄河上游水电开发有限责任公司、国网青海省电力公司启动实施《海南州千万千瓦级新能源基地（一区两园）基础设施规划》，基地基础设施采用园区化的开发模式，统一开展“规划、报批、实施、建设、输出”工作。
未来发展
作为国内单体最大的光储融合项目，黄河水电当时对“光伏+储能”先进性技术的融合创新应用提出了极为专业且苛刻的要求。但是中标方阳光电源迎难而上，为此而定制了光储融合一体化解决方案。
这个方案包含磷酸铁锂电池储能集成系统和全球最大功率1500V组串逆变器SG225HX，大幅降低客户投资成本，简化施工，加快交付；嵌入子阵能量管理功能，控制光储平滑输出，提高光功率预测精度，提高消纳；定制光储交流低压耦合方案，降低系统成本，提高变压器利用率。该项目并网投产后，可提高西部新能源消纳能力，平滑电力输出，提升特高压输电线稳态输送能力；同时，兼作终端电网调峰的跨区备用源以增加新能源发电空间，有效促进新能源跨区外送，降低弃光率。
作为一项示范性的工程项目，青海省海南州共和县的202.86MW/ 202.86MWh特高压“光伏+储能”项目对即将开展的其他光伏项目具有极大的借鉴意义。今年的能源工作计划中，储能被多次提及，且都要求了配置比例，这将成为各地光伏发展的又一大契机。 但是，我们透过政策也发现在当下储能经济性尚未完善时，光伏电站配置储能的硬性要求必然给开发业主带来额外的成本增加。据业内人士核算，目前，虽然储能EPC中标单价比2020年初下降了23%，但按光伏项目装机规模20%、储能时间2小时计算，配套储能将导致企业初始投资成本提高8%-10%。
把握方向
光伏配储逐渐成为趋势，一方面我们要看到在这背后隐藏的国家政策的方向，另一方面也要意识到要在未来发展中拔得头筹，就得顺应经济发展的趋势和节奏，不断在探索中寻找更多利于企业发展的模式，在实践中不断成长。
