然而快速发展的同时，分布式光伏也将面临诸多挑战：除了屋顶类型多样，设计、施工及后期运维管理难度大，电站靠近用户侧，安全问题突出等一系列挑战之外，大量分布式光伏电站接入对配电网的消纳能力和稳定运行将产生较大的影响，如果没有有效的解决方案，或将直接影响整县推进政策的落地。
配电网面临多重压力
据业内测算，100GW还只是开始，未来分布式屋顶电站总体市场规模将达800GW以上，届时分布式光伏或将面临大型地面电站一样的接入难题。首先，分布式光伏大量接入配电网后，可能造成潮流方向改变、局部电压越限、继电保护误动等问题，电网安全稳定性变差;其次，我国县域配电网发展相对滞后，每户平均配电容量甚至不超过3kVA，很难有效保证分布式光伏的接入规模和消纳水平。截至今年7月份，全国已有20多个县(市)出现配电网接入能力和容量受限情况。
除了爆发式增长的分布式光伏发电给配电网带来的巨大压力外，快速增长的新能源汽车和居民负荷也给配电网带来不小的挑战。
第三方数据显示，今年上半年，我国新能源汽车产销分别为121.5万辆和120.6万辆，同比均增长2倍，其中，农村和乡镇成为新能源汽车新的增长点。由于新能源汽车的快速发展，各省市均对不同建筑安装充电设施、交直流充电桩的比例或数量做出明确要求，比如政府大楼就要求其所在园区的充电桩位比大于等于10%，快慢桩比大于等于20%等。新能源汽车充电接入的随机性、无序性以及大规模的接入将直接导致配电网“峰上加峰”的问题。
此外，随着生活水平的不断提高和各类新型家电的出现，居民用电持续攀升，夏季高温或者冬季寒冷时段负荷峰值的增长主要来自于居民用电。今年7月中旬以来，持续的高温天气导致负荷大幅度增加，据了解， 7月中旬某一天全国用电曾高达272亿度，创历史新高，陕西、广东、浙江等11个省级电网面临负荷限额难题。
储能或将成为整县推进的关键
面对多重压力，一方面需要新增或升级改造配电网来解决以上问题，但周期长、成本高、实施难度大;另一方面可利用储能能量搬移和快速响应的特性来缓解配电网的压力。
基于在光伏、储能、充电领域多年的深耕细作，阳光电源创新性推出光储充一体化解决方案，通过“光+储”、“储+充”、“光+储+充”等多种灵活应用方式，大大减少配电网在用电高峰的功率需求，为整县推进打造出一把“杀手锏”。
光储充一体化解决方案采用白天光伏发电，储能吸收光伏多余电力或谷电的方式，在用电高峰共同支撑负荷。对于配电网而言，有效缓解了用电负荷对电网的冲击，降低配电网容量压力，提高供电可靠性与稳定性;对于用户而言，在实现光伏发电带来经济收益的同时，还能充分发挥存储能量和优化配置的功能，提高新能源消纳能力;此外，系统还可利用自身的调节功能，及时响应第三方调度需求，实现源网荷储友好协同互动。
光储充多种模式，在全球成功应用
如今，阳光电源光储充一体化解决方案已在全球多地成功应用，为光储充在整县推进中规模化应用提供借鉴。
湖北首个光储充一体化客运站
湖北客运站项目配置100kW光伏系统、100kW/175kWh储能系统和2个360kW直流充电桩及能量管理系统。阳光电源光储充一体化解决方案通过电力存储和优化配置，实现“发电-储电-充电”组合闭环，有效提升用电效率，让新能源车真正用上新能源电。
英国首个光储充一体化充电站
英国光储充一体化项目，系统配置1.75MW光伏系统、5MW/5MWh储能系统和7kW-350kW充电桩，通过光伏和储能联合出力，可同时满足36辆电动汽车现场充电。
日本工商业光储融合项目
在日本，光储融合应用越来越多，该项目由 49.5kW光伏系统和50kW/159kWh储能系统组成，有效应对地震、台风等自然灾害带来的停电问题，保障厂区持续供电;同时利用储能提升项目自发自用率，降低厂区用电成本。
澳大利亚户用光储项目
澳大利亚用电成本高，通过5kW光储一体机和9.6kWh电池组成的光储系统，日充夜用，保障家庭24h清洁能源供电。此外，遇到极端天气停电的状况，可采用离网运行模式应急供电。
政策和技术双轮驱动，光储充未来可期
目前，由于缺乏有效的政策支持、储能度电成本较高经济性不足、新能源汽车行业刚刚起步等原因，光储充系统尚处于试点示范阶段。
但在双碳目标总体战略的推动下，一方面国家和地方正在加快政策制定，积极丰富盈利模式(V2G、VPP等)，例如近期出台的《关于进一步完善分时电价机制的通知》、《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》等文件;另一方面随着技术进步和规模化发展，储能系统成本还有很大的下降空间，预计到2025年，下降幅度约在60%以上。相对于配电网改造升级或新增的成本，光储充系统综合成本存在优势。
因此，在政策和技术的双重推动下，光储充系统的经济性将不断提升，伴随着整县推进和乡村振兴战略持续巩固，光储充“联合体”未来可期。
