分布式光伏“强配”储能政策要来了吗？
从已公布的政策文件来看，地方要求分布式配置储能的目的主要有两种：一种是促进本地区新型储能的发展，例如金华市金东区，在要求配建储能的同时，也为储能电站安排了需求响应补贴、项目建设补贴等政策，目标是使本地区新型储能电站达到一定规模。而山东、河南等更多地方则是希望通过加装储能来保证分布式光伏的接入和消纳。 分布式光伏虽然单个项目规模很小，一般不超过6兆瓦，但在一些省份，装机占比已经不可小视。截至2023年6月底，全国累计并网光伏4.7亿千瓦，其中分布式光伏1.98亿千瓦，占比42%。分省看，山东、浙江、河南分布式光伏累计并网容量在光伏总装机中的占比达到了72%、78%和79%。
在山东、河南等地，分布式光伏的高速发展给消纳和配网运行带来很大压力，由于配电网没有足够承载力，接入配网的分布式电力有时只能向220千伏甚至更高电压等级反送电，在用电量较低的时期，分布式光伏也开始参与到电力调峰中。
为了解决新能源的消纳问题，青海最早出台了集中式新能源配置储能的政策。虽然出台之时遭到强烈反对，但此后全国二十多个省区也相继出台了这类政策。现在强配储能的风又刮到了分布式光伏领域。
光伏发电的周期性 造就“光储一体化”市场需求
经过多年的发展，光储一体化已经开始逐渐向“光储充”一体化演变。
通过光储一体化，可以克服光伏发电的间歇性和波动性，平滑光伏电站输出，白天储能系统将光伏发电的冗余电量储存到系统，到了夜晚可以通过储能系统放电，从而实现光伏电站的24小时全天候发电。
光储充一体化电站能够通过光伏发电后储存电能，光伏、储能和充电设施形成了一个微网，根据需求与公共电网智能互动，并可实现并网、离网两种不同运行模式。光储充一体化电站形成规模后，不仅能有力支撑城际充电网络布局，还可借助光储充的技术特性参与电网调峰调频、削峰填谷等辅助服务。
从项目装机情况来看，2021年全球光储累计装机规模约11.5GW，同比增长56.65%；其中中国装机量约3.5GW，约占全球总装机量的30.43%，并且同比实现3倍的高速增长。
从以往光储充一体化项目落地的实际情况来看，一方面光储充一体化电站会吸纳电网的电，另一方面受安装面积所限，其储能装机功率通常是光伏装机功率的2.5倍。此外，储能装机时长通常为2-4小时，从各省份十四五期间储能发展规划看，大多数省份的装机时长都设置为2小时。
从配储比例来看，绝大部分省份划定的比例不低于10%，仅已公布配储比例的省份，储能装机规划已超过29GW，假设其他尚未公布的省份也采用10%的配储比例，预计十四五期间储能装机规模将超41GW，奠定了十四五期间光伏储能市场爆发的基础。
分布式光伏配储，会成为强制政策吗？
其实，不论是分散的光伏、风电，还是单体装机功率更高的集中式电站，都是新能源，区别在于分布式是聚沙成塔，但波动性、间歇性、随机性的特征是一样的。根据行业研究，当新能源发电量占比提高到10%以上，会给电网平衡带来较大冲击。
而且，分布式的户用、工商业光伏的管理和维护成本更高，如果不配置储能的话，就需要调度其他灵活调节资源，最终多出来的成本由所有工商业用户来担负，这也是不公平的。
而在浙江金华之前，一些分布式光伏装机量占比较高的大省，已经开始提前行动起来。比如江苏的昆山和苏州、浙江诸暨、山东的枣庄及河北、河南，陆续出台了分布式光伏配储的相关政策文件，配储要求在装机容量的8%-30%之间，具体的配置方式不限，自建、共建或租赁均可。
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越强烈。
2022年，国内光伏新增装机中，河北、山东、河南、浙江、江苏排在前五位，但河南7.8GW的新增装机中，几乎全部为分布式光伏，只有0.39%是集中式光伏，其中户用光伏又占到了90%。
虽然户用、工商业光伏配储，暂时还不是“强制”性要求，且未在各地大规模出台，但似乎只是个时间问题。
补贴政策先行，配储意愿高低要看经济性
预测2023年全年户用、工商业光伏在内的分布式光伏新增装机可能会突破8000万千瓦，风光发电量占比可能超过15.3%的目标值，成为影响电网安全运行的举足轻重的力量。
分布式光伏的特点是点多面广、布局分散，如此复杂、碎片化、大规模的随机性电源，不仅给电网消纳带来压力，对各地配电网、增配网设施接入能力、电网调节能力均提出了更高要求。通过输配电价、系统运行费的传导方式，让所有工商业用户为此“买单”，并不合理，也非市场化的手段。于是，为较大装机容量的分布式光伏配建储能，就成了平抑波动的重要选项。
就像互联网主干网的带宽不足，有了CDN技术来缓存流量一样，通过配置储能后，等于有了一个“缓存的蓄水池”，可以平滑光伏输出功率的波动，减少冲击和干扰，新能源对电网会更加的“友好”。
好处是明摆着的，但相对于集中式的新能源发电主体，家庭、园区、工厂、充电站、建筑楼宇等业主，对投入和产出更加敏感。如果配建储能的话，如何在增加成本的情况下，规避以往在集中式电站配置储能中出现的利用率低、收入模式单一等入不敷出的弊端，提升业主对储能的积极性，是最大的障碍。
为了提高业主的积极性，地方政府同步提供了补贴政策支持。但补贴仅仅是暂时的，建立长期稳定、可持续的市场化收入模式才是配储进入良性循环的关键。目前来看，分布式光伏配储存在的盈利方式有峰谷套利、辅助服务、应急备用、调频、容量/需量管理等多种方式，只不过，以上这些仅仅是方向，对应的市场并不成熟，且不同省市的政策和情况不同，很难规模化复制。
即便考虑到了补贴，以及储能收入模式的多元化，但大多数的业主仍然心存疑虑。
虽然2023年硅料、锂矿等上游价格大幅下跌，一定程度上降低了光伏、储能上游原材料的成本，但分布式光伏配置储能导致投资成本增加，投资回报周期必然会延长，降低业主配储的积极性。这却是不争的事实。
不过，未来，在相关配储政策的推动下，分布式场景下的光储/光储充一体化项目将继续提速，进一步推动储能市场的爆发。
从已公布的政策文件来看，地方要求分布式配置储能的目的主要有两种：一种是促进本地区新型储能的发展，例如金华市金东区，在要求配建储能的同时，也为储能电站安排了需求响应补贴、项目建设补贴等政策，目标是使本地区新型储能电站达到一定规模。而山东、河南等更多地方则是希望通过加装储能来保证分布式光伏的接入和消纳。 分布式光伏虽然单个项目规模很小，一般不超过6兆瓦，但在一些省份，装机占比已经不可小视。截至2023年6月底，全国累计并网光伏4.7亿千瓦，其中分布式光伏1.98亿千瓦，占比42%。分省看，山东、浙江、河南分布式光伏累计并网容量在光伏总装机中的占比达到了72%、78%和79%。
在山东、河南等地，分布式光伏的高速发展给消纳和配网运行带来很大压力，由于配电网没有足够承载力，接入配网的分布式电力有时只能向220千伏甚至更高电压等级反送电，在用电量较低的时期，分布式光伏也开始参与到电力调峰中。
为了解决新能源的消纳问题，青海最早出台了集中式新能源配置储能的政策。虽然出台之时遭到强烈反对，但此后全国二十多个省区也相继出台了这类政策。现在强配储能的风又刮到了分布式光伏领域。
光伏发电的周期性 造就“光储一体化”市场需求
经过多年的发展，光储一体化已经开始逐渐向“光储充”一体化演变。
通过光储一体化，可以克服光伏发电的间歇性和波动性，平滑光伏电站输出，白天储能系统将光伏发电的冗余电量储存到系统，到了夜晚可以通过储能系统放电，从而实现光伏电站的24小时全天候发电。
光储充一体化电站能够通过光伏发电后储存电能，光伏、储能和充电设施形成了一个微网，根据需求与公共电网智能互动，并可实现并网、离网两种不同运行模式。光储充一体化电站形成规模后，不仅能有力支撑城际充电网络布局，还可借助光储充的技术特性参与电网调峰调频、削峰填谷等辅助服务。
从项目装机情况来看，2021年全球光储累计装机规模约11.5GW，同比增长56.65%；其中中国装机量约3.5GW，约占全球总装机量的30.43%，并且同比实现3倍的高速增长。
从以往光储充一体化项目落地的实际情况来看，一方面光储充一体化电站会吸纳电网的电，另一方面受安装面积所限，其储能装机功率通常是光伏装机功率的2.5倍。此外，储能装机时长通常为2-4小时，从各省份十四五期间储能发展规划看，大多数省份的装机时长都设置为2小时。
从配储比例来看，绝大部分省份划定的比例不低于10%，仅已公布配储比例的省份，储能装机规划已超过29GW，假设其他尚未公布的省份也采用10%的配储比例，预计十四五期间储能装机规模将超41GW，奠定了十四五期间光伏储能市场爆发的基础。
分布式光伏配储，会成为强制政策吗？
其实，不论是分散的光伏、风电，还是单体装机功率更高的集中式电站，都是新能源，区别在于分布式是聚沙成塔，但波动性、间歇性、随机性的特征是一样的。根据行业研究，当新能源发电量占比提高到10%以上，会给电网平衡带来较大冲击。
而且，分布式的户用、工商业光伏的管理和维护成本更高，如果不配置储能的话，就需要调度其他灵活调节资源，最终多出来的成本由所有工商业用户来担负，这也是不公平的。
而在浙江金华之前，一些分布式光伏装机量占比较高的大省，已经开始提前行动起来。比如江苏的昆山和苏州、浙江诸暨、山东的枣庄及河北、河南，陆续出台了分布式光伏配储的相关政策文件，配储要求在装机容量的8%-30%之间，具体的配置方式不限，自建、共建或租赁均可。
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越强烈。
2022年，国内光伏新增装机中，河北、山东、河南、浙江、江苏排在前五位，但河南7.8GW的新增装机中，几乎全部为分布式光伏，只有0.39%是集中式光伏，其中户用光伏又占到了90%。
虽然户用、工商业光伏配储，暂时还不是“强制”性要求，且未在各地大规模出台，但似乎只是个时间问题。
补贴政策先行，配储意愿高低要看经济性
预测2023年全年户用、工商业光伏在内的分布式光伏新增装机可能会突破8000万千瓦，风光发电量占比可能超过15.3%的目标值，成为影响电网安全运行的举足轻重的力量。
分布式光伏的特点是点多面广、布局分散，如此复杂、碎片化、大规模的随机性电源，不仅给电网消纳带来压力，对各地配电网、增配网设施接入能力、电网调节能力均提出了更高要求。通过输配电价、系统运行费的传导方式，让所有工商业用户为此“买单”，并不合理，也非市场化的手段。于是，为较大装机容量的分布式光伏配建储能，就成了平抑波动的重要选项。
就像互联网主干网的带宽不足，有了CDN技术来缓存流量一样，通过配置储能后，等于有了一个“缓存的蓄水池”，可以平滑光伏输出功率的波动，减少冲击和干扰，新能源对电网会更加的“友好”。
好处是明摆着的，但相对于集中式的新能源发电主体，家庭、园区、工厂、充电站、建筑楼宇等业主，对投入和产出更加敏感。如果配建储能的话，如何在增加成本的情况下，规避以往在集中式电站配置储能中出现的利用率低、收入模式单一等入不敷出的弊端，提升业主对储能的积极性，是最大的障碍。
为了提高业主的积极性，地方政府同步提供了补贴政策支持。但补贴仅仅是暂时的，建立长期稳定、可持续的市场化收入模式才是配储进入良性循环的关键。目前来看，分布式光伏配储存在的盈利方式有峰谷套利、辅助服务、应急备用、调频、容量/需量管理等多种方式，只不过，以上这些仅仅是方向，对应的市场并不成熟，且不同省市的政策和情况不同，很难规模化复制。
即便考虑到了补贴，以及储能收入模式的多元化，但大多数的业主仍然心存疑虑。
虽然2023年硅料、锂矿等上游价格大幅下跌，一定程度上降低了光伏、储能上游原材料的成本，但分布式光伏配置储能导致投资成本增加，投资回报周期必然会延长，降低业主配储的积极性。这却是不争的事实。
不过，未来，在相关配储政策的推动下，分布式场景下的光储/光储充一体化项目将继续提速，进一步推动储能市场的爆发。
从已公布的政策文件来看，地方要求分布式配置储能的目的主要有两种：一种是促进本地区新型储能的发展，例如金华市金东区，在要求配建储能的同时，也为储能电站安排了需求响应补贴、项目建设补贴等政策，目标是使本地区新型储能电站达到一定规模。而山东、河南等更多地方则是希望通过加装储能来保证分布式光伏的接入和消纳。 分布式光伏虽然单个项目规模很小，一般不超过6兆瓦，但在一些省份，装机占比已经不可小视。截至2023年6月底，全国累计并网光伏4.7亿千瓦，其中分布式光伏1.98亿千瓦，占比42%。分省看，山东、浙江、河南分布式光伏累计并网容量在光伏总装机中的占比达到了72%、78%和79%。
在山东、河南等地，分布式光伏的高速发展给消纳和配网运行带来很大压力，由于配电网没有足够承载力，接入配网的分布式电力有时只能向220千伏甚至更高电压等级反送电，在用电量较低的时期，分布式光伏也开始参与到电力调峰中。
为了解决新能源的消纳问题，青海最早出台了集中式新能源配置储能的政策。虽然出台之时遭到强烈反对，但此后全国二十多个省区也相继出台了这类政策。现在强配储能的风又刮到了分布式光伏领域。
光伏发电的周期性 造就“光储一体化”市场需求
经过多年的发展，光储一体化已经开始逐渐向“光储充”一体化演变。
通过光储一体化，可以克服光伏发电的间歇性和波动性，平滑光伏电站输出，白天储能系统将光伏发电的冗余电量储存到系统，到了夜晚可以通过储能系统放电，从而实现光伏电站的24小时全天候发电。
光储充一体化电站能够通过光伏发电后储存电能，光伏、储能和充电设施形成了一个微网，根据需求与公共电网智能互动，并可实现并网、离网两种不同运行模式。光储充一体化电站形成规模后，不仅能有力支撑城际充电网络布局，还可借助光储充的技术特性参与电网调峰调频、削峰填谷等辅助服务。
从项目装机情况来看，2021年全球光储累计装机规模约11.5GW，同比增长56.65%；其中中国装机量约3.5GW，约占全球总装机量的30.43%，并且同比实现3倍的高速增长。
从以往光储充一体化项目落地的实际情况来看，一方面光储充一体化电站会吸纳电网的电，另一方面受安装面积所限，其储能装机功率通常是光伏装机功率的2.5倍。此外，储能装机时长通常为2-4小时，从各省份十四五期间储能发展规划看，大多数省份的装机时长都设置为2小时。
从配储比例来看，绝大部分省份划定的比例不低于10%，仅已公布配储比例的省份，储能装机规划已超过29GW，假设其他尚未公布的省份也采用10%的配储比例，预计十四五期间储能装机规模将超41GW，奠定了十四五期间光伏储能市场爆发的基础。
分布式光伏配储，会成为强制政策吗？
其实，不论是分散的光伏、风电，还是单体装机功率更高的集中式电站，都是新能源，区别在于分布式是聚沙成塔，但波动性、间歇性、随机性的特征是一样的。根据行业研究，当新能源发电量占比提高到10%以上，会给电网平衡带来较大冲击。
而且，分布式的户用、工商业光伏的管理和维护成本更高，如果不配置储能的话，就需要调度其他灵活调节资源，最终多出来的成本由所有工商业用户来担负，这也是不公平的。
而在浙江金华之前，一些分布式光伏装机量占比较高的大省，已经开始提前行动起来。比如江苏的昆山和苏州、浙江诸暨、山东的枣庄及河北、河南，陆续出台了分布式光伏配储的相关政策文件，配储要求在装机容量的8%-30%之间，具体的配置方式不限，自建、共建或租赁均可。
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越强烈。
2022年，国内光伏新增装机中，河北、山东、河南、浙江、江苏排在前五位，但河南7.8GW的新增装机中，几乎全部为分布式光伏，只有0.39%是集中式光伏，其中户用光伏又占到了90%。
虽然户用、工商业光伏配储，暂时还不是“强制”性要求，且未在各地大规模出台，但似乎只是个时间问题。
补贴政策先行，配储意愿高低要看经济性
预测2023年全年户用、工商业光伏在内的分布式光伏新增装机可能会突破8000万千瓦，风光发电量占比可能超过15.3%的目标值，成为影响电网安全运行的举足轻重的力量。
分布式光伏的特点是点多面广、布局分散，如此复杂、碎片化、大规模的随机性电源，不仅给电网消纳带来压力，对各地配电网、增配网设施接入能力、电网调节能力均提出了更高要求。通过输配电价、系统运行费的传导方式，让所有工商业用户为此“买单”，并不合理，也非市场化的手段。于是，为较大装机容量的分布式光伏配建储能，就成了平抑波动的重要选项。
就像互联网主干网的带宽不足，有了CDN技术来缓存流量一样，通过配置储能后，等于有了一个“缓存的蓄水池”，可以平滑光伏输出功率的波动，减少冲击和干扰，新能源对电网会更加的“友好”。
好处是明摆着的，但相对于集中式的新能源发电主体，家庭、园区、工厂、充电站、建筑楼宇等业主，对投入和产出更加敏感。如果配建储能的话，如何在增加成本的情况下，规避以往在集中式电站配置储能中出现的利用率低、收入模式单一等入不敷出的弊端，提升业主对储能的积极性，是最大的障碍。
为了提高业主的积极性，地方政府同步提供了补贴政策支持。但补贴仅仅是暂时的，建立长期稳定、可持续的市场化收入模式才是配储进入良性循环的关键。目前来看，分布式光伏配储存在的盈利方式有峰谷套利、辅助服务、应急备用、调频、容量/需量管理等多种方式，只不过，以上这些仅仅是方向，对应的市场并不成熟，且不同省市的政策和情况不同，很难规模化复制。
即便考虑到了补贴，以及储能收入模式的多元化，但大多数的业主仍然心存疑虑。
虽然2023年硅料、锂矿等上游价格大幅下跌，一定程度上降低了光伏、储能上游原材料的成本，但分布式光伏配置储能导致投资成本增加，投资回报周期必然会延长，降低业主配储的积极性。这却是不争的事实。
不过，未来，在相关配储政策的推动下，分布式场景下的光储/光储充一体化项目将继续提速，进一步推动储能市场的爆发。
分布式光伏虽然单个项目规模很小，一般不超过6兆瓦，但在一些省份，装机占比已经不可小视。截至2023年6月底，全国累计并网光伏4.7亿千瓦，其中分布式光伏1.98亿千瓦，占比42%。分省看，山东、浙江、河南分布式光伏累计并网容量在光伏总装机中的占比达到了72%、78%和79%。
在山东、河南等地，分布式光伏的高速发展给消纳和配网运行带来很大压力，由于配电网没有足够承载力，接入配网的分布式电力有时只能向220千伏甚至更高电压等级反送电，在用电量较低的时期，分布式光伏也开始参与到电力调峰中。
为了解决新能源的消纳问题，青海最早出台了集中式新能源配置储能的政策。虽然出台之时遭到强烈反对，但此后全国二十多个省区也相继出台了这类政策。现在强配储能的风又刮到了分布式光伏领域。
免责声明：《全球光伏》公众号原创或转载文章仅代表作者本人观点，公众号平台对文中观点不持态度。如内容有不实或者侵权，请留言与本站联系。
往期精彩内容