分布式光伏“强配”储能政策即将到来？光储存一体化加速

过去，大型集中式光伏发电厂只存在强制配备储能的政策。现在，随着分布式光伏成为新增装机的主力军，工业、户用光伏等分布式光伏发生了同样的配储要求。

浙江金华金东区人民政府于2023年8月2日发布《关于加快金东区用户侧储能建设的实施意见》，原则上，根据安装容量的10%以上的配套储能系统，新建的非居民分布式光伏发电项目在额定功率下持续放电时间不得少于2小时。截至2024年，金东区已建成并网10MW/20MWh用户侧储能项目，十四五实现了30MW/60MWh的发展目标。评论还指出，鼓励企业客户利用分时电价机制，积极削峰填谷，提高电网负荷需求。

说白了，如果是公园、工厂、充电站等分布式场景，原则上在安装光伏的同时，配套储能按10%以上的比例进行，未来可能会成为必须的选择。

浙江是工商光伏新增装机比例最高的省份，公园、工厂等分散的屋顶上安装了近98%的太阳能。因此，发布储存配置政策是正当的。

经过一两年的集中式光伏电站强制实施，新能源发电配储政策实际上在行业内有各种各样的声音。初始投资成本增加，储能利用率低，项目回收周期增加。...分布式光伏配储面临着同样的焦虑，这是一个普遍受到批评的地区。

然而，这一政策对储能行业，特别是园区、充电站等场景配储领域，的确是实实在在的有利推动。

01 分布式光伏配储，是否会成为强制性政策？

事实上，无论是分散的光伏、风力发电还是单个安装功率较高的集中电站，都是新能源。不同的是分布式电站聚沙成塔，但波动性、间歇性和随机性都是一样的。根据行业研究，当新能源发电比例增加到10%以上时，会对电网平衡产生很大影响。

此外，分布式家用和工商光伏的管理和维护成本更高。如果不配备储能，就需要调度其他灵活的调整资源，所有工业客户都会承担额外的成本，这也是不公平的。

但是在浙江金华之前，一些分布式光伏装机量相对较高的大省已经开始提前行动。比如江苏昆山、苏州、浙江诸暨、山东枣庄、河北、河南，先后出台了分布式光伏配储相关政策文件。配储要求在安装容量的8%-30%之间。具体配置方式不限，可自建、共创或租赁。

越是分布式光伏新增装机排名靠前的省市，对光伏并网配储的需求就越大。

2022年，河北、山东、河南、浙江、江苏在国内新型太阳能发电机中排名前五，但河南7.8GW的新型太阳能发电机几乎都是分布式太阳能发电机，只有0.39%是集中式太阳能发电机，其中90%是户用太阳能发电机。

 

分布式光伏也占河南光伏安装总量的72%。据悉，河南正在考虑在全省范围内开展分布式光伏储能。虽然相关政策没有颁布，但据说已经处于咨询和建议阶段。

在新能源政策方面，山东作为发电和用电强省，显然更加激进。以前，根据装机量的15%-30%，山东枣庄发文要求分布式光伏工程。、2-4小时配备储能设施。，或者租用同样容量的共享储能设施，这一度成为各地分布式光伏配储的“天花板”。

浙江、河南、山东等地对分布式太阳能发电储存的热情较高。虽然家用和工商用太阳能发电储存暂时不是“强制性”的要求，也没有在各地大规模发布，但似乎只是时间问题。

02 补贴政策先行，配储意愿取决于经济性。

上半年，风光新装机量更加猛烈，远远超出市场预测。

八月初，国家能源局公布了可再生资源数据，上半年，全国可再生资源新增装机1.09万亿千瓦，比去年同期增长98.3%，占新增装机的77%。其中，常规水电新增并网206万千瓦，抽水蓄能330万千瓦，风电新增并网2299万千瓦，光伏发电新增并网7842万千瓦，生物质发电新增并网176万千瓦。值得注意的是，光伏发电新增的并网量几乎与去年的并网量相同，预计今年全年风光发电装机量将超过1.4亿千瓦。

点击查看大图 来源：能链研究所

以此预测，分布式光伏新增装机，包括2023年全年户用和工商光伏，可突破8000万千瓦，景观发电比例可能超过15.3%，成为影响电网安全运行的重要力量。

分布式光伏的特点是点多面广，布局分散。如此复杂、碎片化、大规模的随机电源，不仅给电网消耗带来压力，而且对各地配电网络、增配网络设施的接入能力和电网调节能力提出了更高的要求。使所有工业客户通过输配电价格、设备运行费用的传导方式“买单”，既不合理，也不市场化。所以，对于装机容量较大的分布式光伏配套储能，成为平衡变化的重要选择。

就像互联网主干网的带宽不足和CDN技术缓存流量一样，配备储能后，就有了一个“缓存储水池”，可以平滑光伏输出功率的波动，减少冲击和影响，新能源对电网会更“友好”。

好处是显而易见的，但与集中型新能源发电主体相比，家庭、公园、工厂、充电站、建筑物等业主对投入和产出更加敏感。如果配套储能，如何避免利用率低、收入模式单一等弊端。在增加成本的同时，提高业主对储能的热情是最大的障碍。

当地政府同步提供补贴政策支持，以提高业主的主动性。

能链研究所查询了地方政策，发现浙江绍兴、浙江诸暨、江苏苏州吴江区相继出台了分布式光伏设备储能补贴相关政策，主要分为两类。一种是按照100-200元/KW的安装标准给予一次性补贴，要求每年使用不少于600小时，补贴金额逐步下降；另一种是根据储能放电量给予0.3-0.9元/千瓦时的补贴，补贴期限一般为2-5年。

然而，补贴只是暂时的。建立长期稳定可持续的社会收入模式是配送和储备稳步发展的关键。目前，分布式光伏配送存储的盈利方式包括峰谷套利、辅助服务、紧急备用、调频、容量/需求管理等。但以上只是方向，相应的市场并不成熟，不同省市的政策和情况也不一样，很难大规模复制。

比如浙江省金华市金东区在颁布《金东区加快用户侧储能建设实施意见》的同时，还提出用户侧储能项目应接入全球虚拟电厂平台，积极参与电力需求响应和辅助服务。对于参与调控的储能项目，补贴总额为112.5万元，直至2025年1月31日。

即使考虑到补贴，以及储能收入模式的多样化，大多数业主仍然心存疑虑。

虽然2023年硅材料、锂矿石等上游价格大幅下跌，一定程度上降低了光伏和储能上游原材料的成本，但分布式光伏储能导致投资成本上升，投资回报周期必然会增加，降低业主配置和储存的积极性。这是不争的事实。

03 光储一体化照片进入现实，储能市场迎来新的红利

问题是，分布式光伏是否会硬性要求存储？由于单个项目的装机容量很小，家庭没有实施分时电价政策，用电成本缺乏“弹性”，存储经济性不足，落地概率不大。然而，公园、工厂、充电站等工商光伏很有可能需要存储。

青海最早出台了集中式光伏储存相关政策。虽然一开始受到新能源项目方的强烈反对，但随后全国20多个省市“跟随”，成为事实上的“标准”。今天，强配储能已经成为集中式光伏发电并网的前提。

这个场景可能会在分布式光伏中再次上演。

然而，分布式光伏储备和集中式储备在收入方式上有很大的不同，而后者更简单，在收入方面没有配套的规则支持。前者随着各地分时电价的逐步调整，电力辅助服务市场的成熟，虚拟电厂业务的实施，收入模式变得更加多样化，其盈利模式也逐渐得到验证。

全国各地的分时电价时段划分 来源：安信证券《工商储能经济性再刺激》

以新能源汽车充电站为例，通过在充电车棚和车站建筑上安装分布式光伏，并配备一定的容量储能，不仅可以降低峰值和峰值时段的用电成本，增强新能源的消耗能力，还可以参与峰谷套利、电力辅助服务和虚拟电厂的需求响应，降低扩展成本。特别电话、能链智电等充电服务商延伸了光储充、储能、虚拟电厂业务，正是因为充电站的基础。在广东省佛山市顺德换电站，能链储能第一个“储充换电”一体化项目将完成检查、调整和送电工作。投入商业化运营后，业主收入将进一步提高。

事实上，在欧洲，光储一体化已成为一种趋势，受家庭电价上涨的影响，欧洲光储配套率很高。

2022年，欧洲有100多万家庭安装了光伏和储能系统，德国、意大利、英国和奥地利位列前四。德国是欧洲最大的市场，无论是光伏还是家庭储能，其中德国太阳能和家庭储能的配套率在80%左右，储能已经成为欧洲太阳能系统的一部分。

相信在相关配储政策的推动下，分布式场景下的光储/光储一体化项目将继续加速，进一步推动储能市场的爆发。

本文来自微信公众号“能链研究院”（ID:NEWLINK_RESEARCH），作者：修睿，36氪经授权发布。

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