摘要：分布式光伏項目配置儲能導致投資成本大幅增加，投資回報周期延長。臺區配儲是目前最合理、最應推廣的方式。

如果用一句話總結光伏這幾年的發展，那就是“每年都有新變化”。每一次的變化都會帶來新的發展或困難。

2021年，整縣推進政策推出之際，機構預估，這將帶來超過萬億規模的光伏市場。

于是，全國步入跑馬圈“光伏”階段。據最新統計，2023年分布式光伏新增裝機容量創下歷史新高，達到約96GW。

然而，問題很快就出現了。快速增長之后，分布式光伏并網卻難以推進。光伏從業者都知道，這是一場極其復雜的多方博弈，涉及地方政府、投資商、電網，甚至火電廠等。

不過更難的是，如此大規模的新增裝機，都盯著想上網，使得消納難成為最突出的矛盾，這讓電網系統的安全運行面臨不小壓力。多省分布式光伏接網承載力情況告急，不少地區容量已達上限。

一方面發展光伏風電等可再生能源是實現碳中和的必須之舉，另一方面可再生能源多了遭遇消納瓶頸，矛盾如何破解？

很多人提出，光伏配儲，或者建立起分布式的源網荷儲商業模式，是一種解決思路。

配置儲能后，相當于有了一個“緩存的蓄水池”，可以平滑光伏輸出功率的波動，減少沖擊和干擾，新能源對電網會更加的“友好”。為此，國家層面也提出，鼓勵有條件的戶用光伏項目配備儲能，為分布式光伏配儲提供了方向。

按照這個思路，分布光伏限制上網，對于儲能反而帶來了機遇。一些地方也紛紛出臺政策進行鼓勵，配儲要求在裝機容量的8%-30%之間。但實際情況并不如人意。中國工程院院士劉吉臻在給中央的研究報告里曾表示，截至目前，“儲能就相當于長江水弄了幾個礦泉水桶（去儲水），沒有起到什么大的作用。”儲能電站根本就起不到給新能源做調節的作用。

電源側強制配儲很多成為擺設，負荷側配置儲能又沒建立清晰的商業模式。儲能成為“雞肋”原因何在？我國的儲能是否會隨著分布式光伏的增長和上網受限而打開增量空間呢？

01 光伏配儲，能不配就不配？

自2021年起，各部委便開始陸續出臺有關政策，加快推動光儲一體化在市場的落地。

其中，湖南是推行儲能政策較為激進的地區，要求除“鄉村振興、戶用自然人”項目外，其他分布式光伏（含存量）按照不低于集中式光伏電站配儲比例配置儲能。

但值得注意的是，在分布式光伏配儲中看到一個特殊的現象：如果當地有可開放容量，該地光伏項目均未選擇配儲，如果當地無可開放容量，該地光伏項目才會按要求配置儲能。

例如，2023年11月，河北省公布2023年地面分布式光伏擬安排項目情況，共302個項目，總規模1.43GW，其中131個項目承諾按要求配置儲能，總規模 104MW/204MWh。

但是，這131個承諾按要求配儲的分布式光伏項目均位于無開放容量區，而在可開放容量范圍內的171個項目均無需承諾配置儲能。

為什么會出現河北省這種“能不配儲能就不配”的現象呢？

問題就出經濟性上。據《北極星太陽能光伏網》估計，按當前配儲比例，分布式光伏單瓦成本增加0.5元左右。

分布式光伏項目配置儲能導致投資成本大幅增加，和得到的收益不成正比，導致投資回報周期延長。

一般來說，一個地區的儲能想要擁有盈利能力，最好同時擁有兩個特點，1、兩充兩放；2、峰谷電價差大于0.7元/千瓦時。

其中，不包含分布式光伏的用戶側儲能項目，峰谷價差超過0.7元/kWh被視作一個必備的前提條件，低于0.7元這個分界線，就會陷入收回成本的周期過長、甚至是無法收回成本，淪為“賠本買賣”的尷尬境地。

一旦儲能與光伏搭配后，這一峰谷價差需更大，才能同時滿足儲能以及光伏的盈利需求。

但實際上，很多地方都不具備這些條件，因此儲能的經濟性也堪憂。如果分布式光伏配儲，不僅無法為業主牟利，還會成為一項成本負擔。

尤其是在華東、華南這些寸土寸金的地方，如果經濟賬不劃算，那儲能設施的推廣將更難。

業內人士表示，如果想要提高儲能的經濟性，需要參與電力輔助服務和現貨電力交易，盈利模式多樣化才有可持續性才有生命力，否則強制配儲，也不被電網調用，是一種浪費。

02 臺區配儲是目前最合理、最應推廣的方式

其實，山東、福建等地還在探索一種光伏配儲的新模式，臺區儲能。

臺區是指一臺變壓器的供電范圍或區域，臺區配儲是指在每個臺區變壓器低壓側配儲能設施，實現對電能的儲存和釋放，以平衡電網負荷和提高供電可靠性。

山東省太陽能行業協會常務副會長兼秘書長張曉斌接受華夏能源網采訪時表示，分布式臺區配儲，是目前最合理、最應該推廣的方式。既可以解決光伏出力與負荷不匹配的問題，又滿足了電網的要求，增加了新能源的裝機量，又帶動了儲能的出貨量。

目前，在山東德州已有案例，戶用分布式光伏的過載發電量可不經過變壓器直接存儲在儲能設備，從而解決了變壓器的容量不足問題，相當于實現了對變壓器的擴容功能。

臺區儲能主要是在中午光伏午間發電高峰時段進行存儲，以減少光伏發電對臺區電壓的升高和電網的沖擊。等到晚上光伏發電不足時，放電來滿足用電負荷高峰階段，以抵消臺區范圍內負荷攀升所產生的影響。

最重要的是，臺區配儲也不影響光伏投資收益率。

2023年以來，光伏組件的價格從2元/W降到1元/W以下。假設配儲要求15%/2h，工商儲價格1.5元/Wh，單W光伏配儲增加的成本約0.45元，組件成本的下降完全可以抵消臺區配儲的成本增加。

張曉斌認為，分布式臺區配儲模式之所以不需要新能源企業承擔相關的成本，核心就是通過成本轉移，削減終端開發的業務費來投資儲能。

更重要的是，多臺區配儲還可實現云儲聚合，這是將大量的分布式儲能通過聚合商搭建的云平臺，聚合為“云儲能”，接入電網調度系統。

以單臺區100kW/200kWh為例，當臺區數量達到500個，整體儲能規模即可達到100MWh，或可統一參與電網調度，實現云儲聚合，負荷商由電網統一管理，就會形成一個局域的微網體系(虛擬電廠)。

“云儲聚合”既能為電網的區域內調度做出貢獻，還能獲取一定的調度收益。

臺區配儲的試點，給分布式光伏的持續性發展提供了新思路，也給儲能帶來新的機會，兩者也許會實現相互促進，提供一個巨量增長空間。

但是，不管在那個環節配儲，沒有市場化電力交易機制的話，還是“曬太陽”。儲能的本質是交易，更是一種服務，儲能的未來，除了依靠電力市場化交易賺錢，還需要建立強大的運營服務能力（而非運維能力），必須要有數字化工具的賦能，實現充放電策略優化、需量管理、能量聚合、簇芯狀態和安全監控、預告警管理等。