双碳背景下，光伏作为绿色低碳、安全可靠的能源形式，是构筑我国新型电力系统的重要一环。然而，光伏发电具有间歇性，且在不附加储能的基础上，电网对光伏发电的消纳阈值在15%左右。
若光伏发电渗透率在未来进一步提高，电网不能及时消纳多余的电量，将会受到较大的冲击。在此情况下，为保障光伏发电的稳定性以及对减少对电网的冲击，接入储能等灵活性调节资源十分重要。
截止目前，已有26个省份推出新能源配置储能政策，配置比例普遍在10%以上，且大多为集中式电站，其中，大型光伏地面电站是重要的配储场景。光、储如何高效协同、深度融合发展，已成为保障新型电力系统安全可靠、经济友好的重要命题。
技术“进阶”助力光储融合高质发展
大型光伏电站一般投建于空气透明度高、日照时间长、太阳能丰富的地区，还要考虑土地面积、地形地势、人口密度等因素。
因此，我国大型光伏电站一般建于青海、新疆、甘肃、内蒙古等省份的高海拔、昼夜温差大、多风沙的荒漠、以及多盐雾、水汽大的滩涂地区，自然环境较为复杂。
结合经济和安全两个角度来看，光伏电站投建于相对偏远地区，不会占用城市较为紧缺的土地资源，且光伏组件对地电弧、线缆电弧会诱发安全隐患，导致火灾产生，不宜建在人口密度较高的地区。
此外，光伏电站的使用寿命一般在20年左右。综合来看，结合自然环境、光伏电站的使用寿命、现场维护条件等多方因素，储能产品要从多方面完成技术革新，实现高安全可靠、经济友好等要求，进而与光伏电站达成深度协同。
对此，宁德时代发布了零辅源光储融合解决方案；阳光电源推出“光储充氢维”全域融合方案；华为发布FusionSolar智能光储解决方案；天合储能也将结合光伏组件、跟踪支架、储能系统三大产品优势，在未来推出光储整体解决方案。
具体来看，宁德时代推出由“光伏组件、储能电柜、光储变流器”三大模块组成的零辅源光储直流耦合解决方案，可实现光伏与储能的实时联动。
电池层面，宁德时代零辅源系统使用了高温电池，采用了耐高温的石墨负极材料，搭配特制电解液，有效提高了储能电池的高温环境适应性，无需冷却，解放储能电池对外部辅源电源的依赖。
不仅如此，宁德时代高温电芯通过先进的自加热技术实现均匀加热，不同于传统的外部加热方式，可杜绝热传递损失，进一步提高光储系统综合效率和稳定性。
需要注意的是，新能源配储项目运行时间一般超过10年乃至20年以上，要确保对项目进行长期、稳定的运行追踪，以及完成对电站事故、电池、设备损坏的提前预警，投入数字化、智能化运维技术十分重要。
对此，宁德时代零辅源从电芯及EMS两方面解决了项目长时、智能、低误差等运行难题：一是，宁德时代高温电池循环寿命长达15000次，可实现光储同寿。
二是，宁德时代首创本地能量管理系统（Local EMS），搭载于每一个组串式光储变流器中，一方面可实时与上层管理系统通讯，另一方面可实时识别储能电池能量分配需求，实现毫秒级响应，输出功率“零”偏差。
此外，华为作为老牌互联网企业，具有夯实的数字技术研发能力，其子公司华为智能光伏通过“光储网云”融合，发布了FusionSolar智能光储发电机解决方案。该方案可通过Grid Forming技术，实现数字仿真到项目实证，为新型电力系统安全、稳定、高效运行提供数据支持。
聚焦产品LCOE、LCOS “破解”经济账
经过十余年的发展，光伏发电效率已显著提高，且光伏原材料、组件等成本已得到规模化降低。相关数据显示，2010-2021年期间，全球太阳能光伏（含集中式和屋顶式）平均LCOE下降幅度达到了88%，光伏电站的运营经济性大幅提升。
目前，国内光伏上网电价大多在0.3元-0.4元/度左右，而光伏电站配储所产生的额外成本，压缩了光伏电站利润。另一方面，建而不用同样是配置储能的一项沉默成本，相关数据显示，强配储能整体利用率仅为6.1%，沉没了大量资产、沉寂了大量的资本。
“新能源+储能”项目投建前期，主要依靠政策补贴确保收益，且要考虑补贴的费用能否覆盖光伏电站增加储能设备后的成本问题。
然而，储能的本质是交易，储能的价值体现在交易之中，而提高新能源配储的经济性，要靠政府、企业两个层面协同出力。
政府层面，要逐步完善我国电力市场交易机制，改革容量租赁市场，现货市场，辅助服务等多元商业模式。
企业层面，储能相关企业正不断加速电芯革新、系统创新，并同步构筑数字化、智能化运维能力，确保储能产品的长期、安全使用；光伏企业也在加速布局储能产业链，依托在光伏应用场景累积多年的资源、技术优势，开始迈入光储一体化高效协同发展。
如宁德时代发布了零辅源光储融合解决方案，该系统搭载1.5万次循环寿命的电芯，可实现光储同寿，进一步减少储能投资成本，提高电站收益。
阳光电源推出“光储充氢维”全域融合方案，采用新型均温控制及ANPC拓扑，提升逆变器在高电压下的运行功率，最大实现直流1500V满载运行不降额，相较于传统逆变器及系统可降低初始投资成本2分/W。
华为FusionSolar智能光储解决方案，通过电站端到端的全面智能化，推出具备智能组串分断功能的光伏控制器，能够精准监测故障，减少损失。该方案可降低5%的LOCE以及10%的LCOS。
海外政策优惠+收益可观：国产电芯、系统出海齐步走
海外方面，全球双碳趋势下，部分国家投入新能源发电走在前列，光伏等清洁能源发电渗透率较高，欧美等国家尤为典型。与国内相似的地方在于，海外同样面临新能源高比例并网对电网的冲击难题；不同的是，海外电力现货市场较为成熟，商业模式多样，收益可观。
美国市场，一方面，美国风光发电装机量剧增将增加电力系统的不稳定性，对储能等灵活性调节资源需求较大；另一方面，美国电网市场化程度高，商业模式成熟（现货电力市场套利、辅助服务市场和容量电价等）、利润高、客户粘性高。
2022年，美国储能新增装机达4.80GW/12.18GWh，主要装机来源为新能源配储等大储市场，高达4GW，占比高达80%以上。但由于疫情、硅、碳酸锂等原材料价格波动等因素，其光伏、储能项目普遍延期。
2023年以来，随着硅价下降、碳酸锂价格趋于平稳，刺激了美国光伏装机项目回温，以及对配储的需求。其2022年积压的项目已普遍在今年得到集中启动，并带来新一轮的装机增长。
不仅如此，美国IRA法案下，光伏发电及其配储项目普遍可享30%ITC免税额度，若满足相关条件，最高税收抵免可提升至70%；不仅如此，法案提供了长达十年（到2033年）的税收抵免优惠。
欧洲市场，俄乌冲突之后，欧盟发布Repower EU方案，计划到2030年，欧盟累计光伏装机容量达到600GW以上，若按照35%为集中式光伏推算，预计2023-2030年，欧盟年均集中式光伏装机需求在30GW左右，将同步带动对配置储能的需求。
值得一提的是，欧洲储能市场已从政策补贴阶段走向市场化，其电力市场化程度较高，储能资源可参与现货市场、辅助服务市场等多个电力市场以获取收益。
在海外大储市场政策有补贴、需求明确、收益有保障的情况下，吸引了大量国内企业深入海外光伏电站何时做。今年2月，天合储能TrinaStorage Elementa液冷系统配套英国光伏项目，打造容量为25MW/58MWh的光储项目，极大提升当地电网灵活性及安全性。
除直接向海外市场供应储能系统集成产品外，亦有企业凭借电芯产品顺利打入海外市场。
今年4月，海辰储能与光伏企业阿斯特达成合作，针对北美光伏项目签署1.4GWh储能电池采购订单，以及达成未来三年4.2GWh储能电池采购合作意向；5月，海辰储能与美国储能系统集成商Powin Energy签订战略合作，预计供应5GWh储能电芯。
