“‘光伏+储能’我们已经关注很多年了，‘源网荷储一体化’示范区一成立，我们立即上马了储能项目，预计下个月就能完工。”4月29日，翟孙华一边翻着图纸一边向记者介绍。

随着分布式电站的普及，目前全国部分地区电网能承受的余电上网负荷已达上限，造成部分光伏等新能源项目并网困难，而通过配套储能，错峰消纳或错峰接入，将能减轻电网运行压力，也能更好地发展新能源项目。4月21日，国家发改委和能源局公布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，鼓励结合源、网、荷不同需求探索储能多元化发展模式。

事实上，早在今年3月海宁市就在尖山新区成立全国首个“源网荷储一体化”示范区，同时从政策机制上对“新能源+储能”进行了要求，提出原则上按照新能源项目装机容量的10%配置储能。

市场是检验政策的“试金石”。示范区成立后，不少新能源企业闻风而动，浙江光隆能源科技股份有限公司就是其中一家。“作为投资方，我们在和金电子屋顶安装容量800千瓦的光伏发电装置，同时配置一套100千瓦/276千瓦时储能系统。”光隆能源技术副总监翟孙华介绍，这是浙江省首个用户侧“光伏+储能”项目。

在光伏发电方面，项目占用屋顶面积1万平方米，安装组件2132块，装机容量800千瓦，采用“自发自用、余电上网”的并网方式。年发电量为90.79万千瓦时，节约标煤330.34吨，少排放二氧化碳823.37吨，二氧化硫24.78吨和氮氧化物12.39吨，同时减少因火力发电产生的粉尘224.63吨，经济和环境效益明显。

在储能方面，项目配置一套100千瓦/276千瓦时储能系统，大于海宁市提出的10%容量的要求。为了保障安全，储能系统采用高功率密度磷酸铁锂电池作为储能元件，组串式储能变流器和电池管理系统。所有的储能设备全部集成在一个10英尺集装箱中，占地小，同时采用温控、消防、检测系统进行24小时监测确保安全可靠运行。

经济效益是企业投资决策的主要因素。翟孙华告诉记者，从企业角度看，随着分布式光伏发电的补贴退坡，光伏电站的收益大幅减少，有条件的分布式电站业主单位如果能同时配套储能，在增加直接收益的基础上，还可摊薄电站的业务、运维等成本。

他算了一笔账，按照储能每天在谷电0.3379时充，在尖电1.0144时放电会产生0.6765元差价。而在谷电时间段（晚22点至早8点，中午11点至13点）进行充电，峰电时间段（早8点至10点，下午7点至9点）放电即“两充两放”，每次充放90%计算，预计8年左右就能回本，利润可观。

作为使用方，浙江海宁和金电子科技有限公司总经理李学民关心的不仅仅是价格。“价格是一方面，更重要的是电能质量，以及‘光伏+储能’可以作为现有电能的替补和持续保障。”根据他的调研，屋顶光伏每个月发电近8万度，按照电网电价8.5折计算，一个月可以节约9千至1万元。此外，“光伏+储能”组合对于企业来说，企业产能的用电成本更低。更重要的是，储能可以在万一发生停电后继续供电一定时间，起到了UPS的作用。

“在电网里，储能发挥的是充电宝、稳压器和应急电源的作用。”国网海宁市供电公司副总工程师范云其介绍，储能作为提高电网弹性、提升电网消纳光伏发电能力的关键技术之一，具有调峰调频能力强、响应速度快、信息化自动化程度高、方便电网调度等优点，在海宁打造多元融合高弹性电网，构建“以新能源为主体的新型电力系统”，助推“30？60目标”实现的过程中将发挥更大的作用。

原标题：用户侧“光伏+储能”能否减轻电网运行压力