過去，強制配置儲能的政策只存在于大型集中式光伏發(fā)電站身上，如今，隨著分布式光伏成為新增裝機主力，同樣的配儲要求正發(fā)生在工商業(yè)、戶用光伏等分布式光伏身上。
2023年8月2日，浙江金華金東區(qū)人民政府發(fā)布《金東區(qū)加快用戶側(cè)儲能建設的實施意見》，要求新建設的非居民分布式光伏發(fā)電項目原則上按照裝機容量的10%以上配建儲能系統(tǒng)，額定功率下連續(xù)放電時間不低于2小時。至2024年，金東區(qū)建成并網(wǎng)10MW/20MWh用戶側(cè)儲能項目，十四五實現(xiàn)30MW/60MWh的發(fā)展目標。意見還指出，鼓勵企業(yè)用戶利用分時電價機制，主動削峰填谷，優(yōu)化電網(wǎng)負荷需求。
說得更直白一些，如果是園區(qū)、工廠、充電站等分布式場景，在光伏裝機的同時，原則上按10%以上比例配建儲能，未來可能會成為必選項。
浙江是工商業(yè)光伏新增裝機比例最高的省份，幾乎98%的太陽能安裝在了園區(qū)、廠房等分散的屋頂上，因此，出臺配儲的政策也就順理成章了。
對于新能源發(fā)電配儲的政策，經(jīng)過一兩年來在集中式光伏電站上的強制實施，其實行業(yè)里有著各種不同聲音。增加了初始投資成本、儲能利用率不高、項目回本周期延長......這是普遍受到“詬病”的地方，分布式光伏配儲面臨同樣的擔憂。
不過，這一政策對于儲能行業(yè)，特別是園區(qū)、充電站等場景配儲領域，確實是實實在在的利好推動。
分布式光伏配儲，會成為強制政策嗎？
其實，不論是分散的光伏、風電，還是單體裝機功率更高的集中式電站，都是新能源，區(qū)別在于分布式是聚沙成塔，但波動性、間歇性、隨機性的特征是一樣的。根據(jù)行業(yè)研究，當新能源發(fā)電量占比提高到10%以上，會給電網(wǎng)平衡帶來較大沖擊。
而且，分布式的戶用、工商業(yè)光伏的管理和維護成本更高，如果不配置儲能的話，就需要調(diào)度其他靈活調(diào)節(jié)資源，最終多出來的成本由所有工商業(yè)用戶來擔負，這也是不公平的。
而在浙江金華之前，一些分布式光伏裝機量占比較高的大省，已經(jīng)開始提前行動起來。比如江蘇的昆山和蘇州、浙江諸暨、山東的棗莊及河北、河南，陸續(xù)出臺了分布式光伏配儲的相關政策文件，配儲要求在裝機容量的8%-30%之間，具體的配置方式不限，自建、共建或租賃均可。
越是分布式光伏新增裝機排名靠前的省市，對光伏并網(wǎng)配儲的需求越強烈。
2022年，國內(nèi)光伏新增裝機中，河北、山東、河南、浙江、江蘇排在前五位，但河南7.8GW的新增裝機中，幾乎全部為分布式光伏，只有0.39%是集中式光伏，其中戶用光伏又占到了90%。在河南整體的光伏裝機量中，分布式光伏也占到了72%的比例。有消息透露，河南正考慮在全省范圍內(nèi)開展分布式光伏配置儲能，相關的政策雖未出臺，但據(jù)說已經(jīng)在征求意見階段。
山東作為發(fā)電和用電大省，其在新能源政策方面顯然更為激進。之前，山東棗莊發(fā)文要求分布式光伏項目按照裝機量的15%-30%、時長2-4小時配置儲能設施，或者租賃相同容量的共享儲能設施，這一度成為各省市分布式光伏配儲的“天花板”。
浙江、河南、山東等地對分布式光伏配儲的積極性較高。雖然戶用、工商業(yè)光伏配儲，暫時還不是“強制”性要求，且未在各地大規(guī)模出臺，但似乎只是個時間問題。
補貼政策先行，配儲意愿高低要看經(jīng)濟性
今年上半年，風光新增裝機量更加兇猛，遠遠超出了市場預期。
8月初，國家能源局公布可再生能源數(shù)據(jù)，上半年，全國可再生能源新增裝機1.09萬億千瓦，同比增長98.3%，占新增裝機的77%。其中，常規(guī)水電新增并網(wǎng)206萬千瓦，抽水蓄能330萬千瓦，風電新增并網(wǎng)2299萬千瓦，光伏發(fā)電新增并網(wǎng)7842萬千瓦，生物質(zhì)發(fā)電新增并網(wǎng)176萬千瓦。值得關注的是，光伏發(fā)電新增并網(wǎng)量幾乎追上了去年一年的量，預計今年全年風光發(fā)電裝機量有望突破1.4億千瓦。
以此預測，2023年全年戶用、工商業(yè)光伏在內(nèi)的分布式光伏新增裝機可能會突破8000萬千瓦，風光發(fā)電量占比可能超過15.3%的目標值，成為影響電網(wǎng)安全運行的舉足輕重的力量。
分布式光伏的特點是點多面廣、布局分散，如此復雜、碎片化、大規(guī)模的隨機性電源，不僅給電網(wǎng)消納帶來壓力，對各地配電網(wǎng)、增配網(wǎng)設施接入能力、電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力均提出了更高要求。通過輸配電價、系統(tǒng)運行費的傳導方式，讓所有工商業(yè)用戶為此“買單”，并不合理，也非市場化的手段。于是，為較大裝機容量的分布式光伏配建儲能，就成了平抑波動的重要選項。
就像互聯(lián)網(wǎng)主干網(wǎng)的帶寬不足，有了CDN技術來緩存流量一樣，通過配置儲能后，等于有了一個“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(wǎng)會更加的“友好”。
好處是明擺著的，但相對于集中式的新能源發(fā)電主體，家庭、園區(qū)、工廠、充電站、建筑樓宇等業(yè)主，對投入和產(chǎn)出更加敏感。如果配建儲能的話，如何在增加成本的情況下，規(guī)避以往在集中式電站配置儲能中出現(xiàn)的利用率低、收入模式單一等入不敷出的弊端，提升業(yè)主對儲能的積極性，是最大的障礙。
為了提高業(yè)主的積極性，地方政府同步提供了補貼政策支持。
能鏈研究院查詢各省市政策發(fā)現(xiàn)，浙江紹興、浙江諸暨、江蘇蘇州吳江區(qū)等陸續(xù)出臺了分布式光伏配置儲能給予補貼的相關政策，主要分為兩種，一種是以100元-200元/千瓦的裝機標準給予一次性補貼，要求年利用小時數(shù)不少于600小時，補貼額度逐年退坡；另外一種是按照儲能放電電量給予0.3元-0.9元/千瓦時的補貼，補貼期限往往會持續(xù)2-5年不等。
但補貼僅僅是暫時的，建立長期穩(wěn)定、可持續(xù)的市場化收入模式才是配儲進入良性循環(huán)的關鍵。目前來看，分布式光伏配儲存在的盈利方式有峰谷套利、輔助服務、應急備用、調(diào)頻、容量/需量管理等多種方式，只不過，以上這些僅僅是方向，對應的市場并不成熟，且不同省市的政策和情況不同，很難規(guī)模化復制。
比如浙江金華金東區(qū)在出臺《金東區(qū)加快用戶側(cè)儲能建設的實施意見》的同時，也提出，用戶側(cè)儲能項目應接入全域虛擬電廠平臺，積極參與電力需求響應和輔助服務。對參與調(diào)控的儲能項目，按負荷響應期間峰段放電量0.25元/千瓦時給予補貼，一直持續(xù)到2025年1月31日，補貼總額112.5萬元。
即便考慮到了補貼，以及儲能收入模式的多元化，但大多數(shù)的業(yè)主仍然心存疑慮。
雖然2023年硅料、鋰礦等上游價格大幅下跌，一定程度上降低了光伏、儲能上游原材料的成本，但分布式光伏配置儲能導致投資成本增加，投資回報周期必然會延長，降低業(yè)主配儲的積極性。這卻是不爭的事實。
光儲一體化照進現(xiàn)實，儲能市場迎來新紅利
問題是，分布式光伏會不會強制要求配儲呢？戶用光伏因為單個項目裝機量很小，且家庭未實行分時電價政策，用電成本缺乏“彈性”，配儲的經(jīng)濟性不足，落地的可能性并不大。但園區(qū)、工廠、充電站等工商業(yè)光伏要求配儲的可能性則極大。
當年集中式光伏配儲，青海最早出臺相關政策，雖然一開始遭到了新能源項目方的強烈反對，但隨后全國20多個省市“跟隨”，成為一個事實性的“標準”。今天，強配儲能已經(jīng)是集中式光伏發(fā)電并網(wǎng)的前置條件。
這一幕在分布式光伏身上可能會再次上演。
只不過，分布式光伏配儲與集中式配儲在收益模式方面存在較大區(qū)別，后者更單一，收益方面沒有配套的細則支撐。而前者隨著各地分時電價的陸續(xù)調(diào)整、電力輔助服務市場的成熟、虛擬電廠業(yè)務的開展，收入方式變得更加多元，其盈利模式正逐步得到驗證。
以新能源汽車充電站為例，通過在充電車棚、場站建筑上安裝分布式光伏，并配置一定容量的儲能，既能降低高峰、尖峰時段用電成本，增強新能源消納能力，又能參與峰谷套利、電力輔助服務、虛擬電廠需求響應，還能減少增容成本。特來電、能鏈智電等充電服務商延伸出光儲充、儲能、虛擬電廠業(yè)務，恰恰因為立足充電站這一場景。在廣東佛山順德?lián)Q電站，能鏈儲能首個“儲充換”一體化項目即將完成檢查、調(diào)試和送電工作，投入商業(yè)化運營后，能進一步提高業(yè)主收益。
其實在歐洲，光儲一體化已然成為趨勢，受家庭電價上漲影響，歐洲光儲配套率相當高。
2022年，歐洲地區(qū)安裝光伏和儲能系統(tǒng)的家庭超過100萬戶，德國、意大利、英國、奧地利位居前四。無論是光伏，還是戶儲，德國都是歐洲最大的市場，其中德國住宅太陽能和戶儲間的配套率大概為80%，儲能已經(jīng)成為歐洲太陽能系統(tǒng)的一部分。
相信，在相關配儲政策的推動下，分布式場景下的光儲/光儲充一體化項目將繼續(xù)提速，進一步推動儲能市場的爆發(fā)。
原標題：分布式光伏“強配”儲能政策也要來了？光儲一體化再提速
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