在政策引领下，“光伏+”储能的协同效应已初步显现，然而现阶段该模式还存在一定局限性，储能参与电力辅助服务市场，将对商业模式带来深刻改变。

“共享型可再生能源+储能模式，才是解决弃风弃光、电网波动、储能利用率较低等难题的最佳解决方案。”北控智慧能源投资有限公司总经理兰云鹏对记者表示，北控智慧能源正在青海、甘肃、新疆、西藏、内蒙古等省份积极布局，探索储能的多重功能价值。

根据CNESA编写的《我国光储市场发展情况分析报告》，截至2018年底，我国已投运的、与光伏相配套的储能项目累计装机规模达到259.6MW。其中，青海省光储项目的累计投运规模位居国内前列。

今年4月，青海率先在国内开始了共享储能调峰辅助服务市场试点工作。6月，在“绿电15日”期间，青海通过“共享储能”市场化交易，午间时段增加消纳光伏电量74.2万kWh。

采访中记者了解到，共享储能的优势在于灵活的“共享性”，不再需要每个光伏电站都加装储能设施，经电网调控，储能电站可以和周边多个光伏电站进行交易，实现多元化应用。共享储能模式，也为电网侧、用户侧储能发展提供了新路径。

“共享储能的功能是多重的，可以平滑可再生能源输出，促进可再生能源消纳，并参与提供辅助服务。未来在江苏、安徽、山东等省份，可以通过电网侧、用户侧、可再生能源侧，甚至是独立储能电站，解决可再生能源的消纳和稳定输出问题。同时也将促进新型商业模式和市场交易机制出现。”王思介绍说。

王思告诉记者，共享储能设施可通过参与辅助服务市场获得收益回报，“当前，储能可作为市场主体参与青海电网调峰，在双边协商和市场竞价交易外，剩余储能资源可被电网调用并获得0.7元/kWh的调峰补偿。”

值得注意的是，目前国内约有1/4的省份明确了储能参与辅助服务市场的资格，但大多采取储能系统捆绑火电机组的应用形式，相应的调度交易结算细则也尚未明确。

“目前，主要是火储联合参与调频。储能在参与辅助服务时，怎样去备案，电网调度视储能为怎样的主体，如何并网、调用和结算，仍需予以明确。”王思表示。

“电力辅助服务补偿机制正在不断完善，目前各省都在研究关于储能参与电力辅助服务市场的相关政策，相信未来会陆续出台。”兰云鹏表示。