摘要：分布式光伏項目配置儲能導(dǎo)致投資成本大幅增加，投資回報周期延長。臺區(qū)配儲是目前最合理、最應(yīng)推廣的方式。
如果用一句話總結(jié)光伏這幾年的發(fā)展，那就是“每年都有新變化”。每一次的變化都會帶來新的發(fā)展或困難。
2021年，整縣推進政策推出之際，機構(gòu)預(yù)估，這將帶來超過萬億規(guī)模的光伏市場。
于是，全國步入跑馬圈“光伏”階段。據(jù)最新統(tǒng)計，2023年分布式光伏新增裝機容量創(chuàng)下歷史新高，達(dá)到約96GW。
然而，問題很快就出現(xiàn)了?？焖僭鲩L之后，分布式光伏并網(wǎng)卻難以推進。光伏從業(yè)者都知道，這是一場極其復(fù)雜的多方博弈，涉及地方政府、投資商、電網(wǎng)，甚至火電廠等。
不過更難的是，如此大規(guī)模的新增裝機，都盯著想上網(wǎng)，使得消納難成為最突出的矛盾，這讓電網(wǎng)系統(tǒng)的安全運行面臨不小壓力。多省分布式光伏接網(wǎng)承載力情況告急，不少地區(qū)容量已達(dá)上限。
一方面發(fā)展光伏風(fēng)電等可再生能源是實現(xiàn)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(wǎng)荷儲商業(yè)模式，是一種解決思路。
配置儲能后，相當(dāng)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”。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(wǎng)，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(dāng)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(diào)節(jié)的作用。
電源側(cè)強制配儲很多成為擺設(shè)，負(fù)荷側(cè)配置儲能又沒建立清晰的商業(yè)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(wǎng)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(xù)出臺有關(guān)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(qū)，要求除“鄉(xiāng)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(xiàn)象：如果當(dāng)?shù)赜锌砷_放容量，該地光伏項目均未選擇配儲，如果當(dāng)?shù)責(zé)o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(guī)模1.43GW，其中131個項目承諾按要求配置儲能，總規(guī)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(qū)，而在可開放容量范圍內(nèi)的171個項目均無需承諾配置儲能。
為什么會出現(xiàn)河北省這種“能不配儲能就不配”的現(xiàn)象呢？
問題就出經(jīng)濟性上。據(jù)估計，按當(dāng)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(dǎo)致投資成本大幅增加，和得到的收益不成正比，導(dǎo)致投資回報周期延長。
一般來說，一個地區(qū)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(cè)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(jīng)濟性也堪憂。如果分布式光伏配儲，不僅無法為業(yè)主牟利，還會成為一項成本負(fù)擔(dān)。
尤其是在華東、華南這些寸土寸金的地方，如果經(jīng)濟賬不劃算，那儲能設(shè)施的推廣將更難。
業(yè)內(nèi)人士表示，如果想要提高儲能的經(jīng)濟性，需要參與電力輔助服務(wù)和現(xiàn)貨電力交易，盈利模式多樣化才有可持續(xù)性才有生命力，否則強制配儲，也不被電網(wǎng)調(diào)用，是一種浪費。
02 臺區(qū)配儲是目前最合理、最應(yīng)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(qū)儲能。
臺區(qū)是指一臺變壓器的供電范圍或區(qū)域，臺區(qū)配儲是指在每個臺區(qū)變壓器低壓側(cè)配儲能設(shè)施，實現(xiàn)對電能的儲存和釋放，以平衡電網(wǎng)負(fù)荷和提高供電可靠性。
張曉斌表示，分布式臺區(qū)配儲，是目前最合理、最應(yīng)該推廣的方式。既可以解決光伏出力與負(fù)荷不匹配的問題，又滿足了電網(wǎng)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(fā)電量可不經(jīng)過變壓器直接存儲在儲能設(shè)備，從而解決了變壓器的容量不足問題，相當(dāng)于實現(xiàn)了對變壓器的擴容功能。
臺區(qū)儲能主要是在中午光伏午間發(fā)電高峰時段進行存儲，以減少光伏發(fā)電對臺區(qū)電壓的升高和電網(wǎng)的沖擊。等到晚上光伏發(fā)電不足時，放電來滿足用電負(fù)荷高峰階段，以抵消臺區(qū)范圍內(nèi)負(fù)荷攀升所產(chǎn)生的影響。
最重要的是，臺區(qū)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(shè)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(qū)配儲的成本增加。
張曉斌認(rèn)為，分布式臺區(qū)配儲模式之所以不需要新能源企業(yè)承擔(dān)相關(guān)的成本，核心就是通過成本轉(zhuǎn)移，削減終端開發(fā)的業(yè)務(wù)費來投資儲能。
更重要的是，多臺區(qū)配儲還可實現(xiàn)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(wǎng)調(diào)度系統(tǒng)。
以單臺區(qū)100kW/200kWh為例，當(dāng)臺區(qū)數(shù)量達(dá)到500個，整體儲能規(guī)模即可達(dá)到100MWh，或可統(tǒng)一參與電網(wǎng)調(diào)度，實現(xiàn)云儲聚合，負(fù)荷商由電網(wǎng)統(tǒng)一管理，就會形成一個局域的微網(wǎng)體系(虛擬電廠)。
“云儲聚合”既能為電網(wǎng)的區(qū)域內(nèi)調(diào)度做出貢獻，還能獲取一定的調(diào)度收益。
臺區(qū)配儲的試點，給分布式光伏的持續(xù)性發(fā)展提供了新思路，也給儲能帶來新的機會，兩者也許會實現(xiàn)相互促進，提供一個巨量增長空間。
但是，不管在那個環(huán)節(jié)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(zhì)是交易，更是一種服務(wù)，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(wù)能力（而非運維能力），必須要有數(shù)字化工具的賦能，實現(xiàn)充放電策略優(yōu)化、需量管理、能量聚合、簇芯狀態(tài)和安全監(jiān)控、預(yù)告警管理等。
原標(biāo)題：光伏上網(wǎng)受限 儲能是機遇 為何卻成“雞肋”？
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