分布式配儲在規模較小的分布式光伏項目中并不常見，市場需求一直很小。但自國家能源局2021年5月提出“在確保安全前提下，鼓勵有條件的戶用光伏項目配備儲能”“戶用光伏發電項目由電網企業保障并網消納”后，河北、山東、河南等地陸續發布相關文件跟進落實。業內人士認為，在政策助力下，分布式配儲有望迎來規模化發展。

三大因素釋放分布式配儲需求

“分布式配儲，特別是戶用配儲在國外發展更為成熟，尤其是在一些電網穩定性較差的國家，在高電價及較好的綜合能源服務市場環境和政策補貼驅動下，戶用配儲需求旺盛，目前國內此類需求卻很小。”固德威太陽能學院總監盧歡告訴記者。

不過，這一局面正在生變。行業研究機構集邦咨詢新能源事業部王健表示，目前三大因素正在釋放分布式配儲市場需求。“除了國家層面的支持政策外，2021年9月能耗雙控目標完成情況晴雨表發布后，全國21個省級行政區開始緊急實施工商業限電政策，提升了工商業對備用電源的需求，儲能的需求同步顯現。”

光伏產業加快調結構，也讓分布式配儲獲得更多關注。國家能源局此前發布的數據顯示，2021年我國新增光伏裝機約5300萬千瓦，分布式光伏占比首次突破50%，達到55%。王健認為，當前光伏集中式與分布式并舉的發展趨勢明顯，后者機規模的增長將持續推高儲能需求，加快“分布式+儲能”市場放量。

在此背景下，國內分布式配儲價值長期被低估已成業界共識。“和集中式光伏配儲一樣，分布式光伏配儲也是在電源側安裝系統，且裝置靠近終端，可降低電能傳送成本，并在一定程度上緩解光伏發電不穩定、波動性強的問題。”中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎說。

部分地區先行先試

盧歡指出，河北等地發布支持文件，反映出各地從政策上認可了分布式配儲的價值，并希望促進相關產業發展。“近年來，隨著國內分布式光伏市場興起，我們也在跟蹤分布式配儲行業發展動向，目前已參與了部分地區的示范性項目建設，并推出了相關產品以及解決方案。”

“不過，目前在國內市場銷售分布式配儲產品，需要特別關注經濟性。”盧歡表示，我國電網電力供應能力強、電價較歐美國家更低，在無補貼情況下，戶用配儲要充分考慮投入成本和收益率。“以7%的收益率粗略測算，目前光伏發電投資成本約3元/瓦，配置儲能后成本約翻一倍，成本回收期要從近10年延至20年甚至以上，所以目前分布式配儲更適合用電量較大、電費更高、峰谷電價差更高的工商業用電場景。”

王健也為記者算了一筆賬，假設安裝10千瓦的分布式光伏系統，并采用單充模式4千萬時—10千瓦時的儲能系統，投資成本分別以5000元/千瓦時和1500元/千瓦時測算，則總投資在8.5萬元左右，而戶用配儲初始投資需在若干年收回后才能盈收。“不同城市的戶用配儲經濟性各異，與所在地區的接受度、地理條件、項目收益水平、經濟發展水平直接相關，一般人口密集、經濟發達的沿海地區會優先考慮分布式配儲。”

彭澎也表示，分布式配儲要重視成本疏導。“不管是工商業主還是居民，安裝分布式光伏無需特別規劃和設計，安裝便捷且操作簡單。但增加儲能后，成本勢必有所提升，導致戶用配儲更多是自發行為。”

“整縣推進”改變配儲模式

值得注意的是，國家能源局2021年5月明確鼓勵有條件的戶用光伏項目配備儲能后，業內就曾掀起“整縣推進”應不應該配儲的大討論。

根據國家能源局2021年9月發布的《關于公布整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點名單的通知》，全國共有31個省市區的676個縣報送了試點，并全部列入“整縣推進”開發試點名單。

以單縣平均裝機規模約20萬千瓦計算，全國試點總裝機規模或超1億千瓦，這意味著未來用戶側自發自用和就近消納的電量占比將不斷提升，可能對電網造成沖擊，而配置儲能可以發揮“穩定器”作用。

河北省能源局在《屋頂分布式光伏建設指導規范（試行）》中特別提及，配套儲能以不出現長時間大規模反送、不增加系統調峰負擔為原則，綜合考慮整縣屋頂分布式光伏開發規模、負荷特性等因素，確定儲能配置容量，提升系統調節能力。屋頂分布式光伏配套儲能，可選擇自建、共建或租賃等方式靈活開展配套儲能建設。

王健認為，作為分布式光伏開發的新模式，“整縣推進”具有統一規劃、分步實施、整體見效的特點，將直接影響戶用配儲集中化、系統化的運營模式。在此背景下，集中建設配套儲能可減少儲能配置容量，節約成本。同時，集中配儲立足全局，綜合所有用戶用電功率、可再生能源發電功率、儲能容量等信息統一調度，電能過剩時可及時做好消納工作，供電緊張時可統一為用戶供電，最終實現優化用電的效果。

盧歡則提出，目前“整縣推進”大多以租賃模式為主，配儲后或將影響居民利益模式。“若農村‘分布式+儲能’為村委會或投資商所有，此商業主體和電網公司簽署協議，則村級電站可通過參與調峰、調頻等綜合能源管理服務獲益。”