分布式光伏配置储能前景广阔 经济性、安全性待解

国家能源局的最新统计数据显示，2021年全国光伏发电新增并网容量达5488万千瓦，其中，分布式光伏新增并网容量达2927.9万千瓦。国内分布式光伏累计装机量达1.08亿千瓦，占光伏并网装机容量的1/3。2022年第一季度我国新增光伏装机13.21GW，分布式光伏新增8.87GW，占比67.1%。

随着分布式光伏的迅猛发展，对电网运行带来了极大挑战。分布式光伏发电具有波动性、间歇性、不稳定性，随着并网新能源装机规模不断增长，电网对灵活性调节资源的需求也越来越迫切。另一方面，能耗双控目标发布后多个地区开始实施工商业限电政策，进一步提升了工商业备用电源的需求。多种因素下，鼓励分布式光伏配置储能成为部分地区解决电网安全运行的新思路。

5月20日，浙江诸暨发布整市推进分布式光伏规模化开发工作方案，提出按不低于光伏装机容量10%的要求总体配套建设光伏储能设施容量，再一次引发业内讨论。截至目前，已有山东、河北、浙江、安徽、江苏等分布式光伏大省出台了分布式光伏配置储能的相关政策，有的对配置储能的比例提出了具体要求，有的则是明确对配置储能项目给予补贴。

然而，从2021年各地配建的储能项目来看，效果不尽如人意。有业内人士坦言，新建新能源场站按政策配建储能，只是为了拿到发电项目并网指标，并不考虑储能电站功能和质量好坏。至此，强配储能的问题逐渐暴露：

强制配建的储能电站增加了新能源项目的投资成本，拉低了项目的经济性，影响了投资商的积极性，进而延缓了项目落地执行进度；强制配建的储能电站没有明确的收益来源，建设成本无法有效疏导，导致储能设备招标时易引发恶性市场竞争，投标方为降低成本，会降低配置，甚至采用库存电池、退役电池， 出现“良币驱逐劣币”的现象，带来安全隐患，不利于储能产业健康有序发展和技术提升；此外，强制配建的储能电站建设完成后，没有明确的调用机制和合理的价值评定办法，储能调用次数得不到保障，设备利用率不高，造成灵活性调节资源浪费和资产浪费。

相比之下，分布式光伏配建分散式储能优势较为明显：

分布式光伏配建储能可在用户端构建小型微电网系统，增强光伏并网友好度，提升光伏自发自用率。在用户遭遇限电、断电、自然灾害等电力供给异常的情况下，可开启离网状态，保障重要或基本的负荷需求。分布式光伏配建储能有利于疏导储能系统建设成本，让投资者更关注储能本身的碳减排、削峰填谷、紧急备电、黑启动、供电末端“电能质量治理”等功能价值，帮助用户节省用能成本及其他电力设备的投入成本。

同时，分布式光伏配建储能可以结合售电、充电、换电、负荷管理等业务场景，实现用户侧源网荷储一体化发展，实现区域内能源自耦合，有利于盘活社会资本，培育新场景下的新型商业模式，促进能源消费高质量发展。

此外，分布式光伏配建储能有利于提升电网弹性和安全性，促进“以可再生能源和清洁能源发电为主（占70%-80%以上）、骨干电源与分布式电源相结合、主干电网与局域配电网和微电网相结合”的电力系统构建和发展。通过聚合大量分布式光伏、储能等灵活性调节资源，构建虚拟电厂，通过市场化手段激励用户挖掘用能弹性和需求响应的积极性，增强电力系统的调节能力，节省电网投资，并可为电网做好补充，构建起“打不垮、摧不毁、经济坚强”的新型电力系统。

推动分布式光伏和分散式储能相结合，“散”可在用户端构建小型微电网，成为大电网的有效补充；“聚”可成虚拟电厂，通过综合调度、控制管理，使电力系统更富有弹性和灵活性。同时，分布式光伏和储能相结合，在用户侧可以发挥保电、降低用能成本、降碳减排等功能，进而疏导储能成本，促进储能产业健康发展。

不过，从目前行业发展情况来看，分布式光伏配储尚不具备大规模推广的条件，尤其是强制配储或不利于分布式光伏的发展。虽然配套储能可在发电侧、电网侧、用户侧都发挥作用，解决能源紧张、调节资源缺乏不足等问题，但我国尚未对分布式光伏储能进行系统层面的储能规划，综合投资成本、回报、系统性规划等因素，如在日照资源不高的地区试行，配套储能还不具备大面积推广的条件。

更为重要的是安全性问题，分布式光伏项目多分布在工业园区、厂房，户用光伏更是安装在居民屋顶，本身对安全性的就有较高的要求。而配置储能将会增加安全风险，尽管部分地区要求在保证安全性的前提下配置储能，但由于缺乏相关的标准，目前并没有好的解决方案出台，仍需谨慎对待。

尽管储能被视作光伏的未来，但在缺乏经济性及安全性的先导下，分布式光伏配储大规模推广尚不成熟，市场还需要更多耐心。可以预见的是，随着部分地区试点先行，成效显著后再进行推广，分布式光伏配建储能将有广阔的市场空间。