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　　分布式配储在规模较小的分布式光伏项目中并不常见，市场需求一直很小。但自国家能源局2021年5月提出“在确保安全前提下，鼓励有条件的户用光伏项目配备储能”“户用光伏发电项目由电网企业保障并网消纳”后，河北、山东、河南等地陆续发布相关文件跟进落实。业内人士认为，在政策助力下，分布式配储有望迎来规模化发展。

 

 

　　“分布式配储，特别是户用配储在国外发展更为成熟，尤其是在一些电网稳定性较差的国家，在高电价及较好的综合能源服务市场环境和政策补贴驱动下，户用配储需求旺盛，目前国内此类需求却很小。”固德威太阳能学院总监卢欢告诉记者。

 

　　不过，这一局面正在生变。行业研究机构集邦咨询新能源事业部王健表示，目前三大因素正在释放分布式配储市场需求。“除了国家层面的支持政策外，2021年9月能耗双控目标完成情况晴雨表发布后，全国21个省级行政区开始紧急实施工商业限电政策，提升了工商业对备用电源的需求，储能的需求同步显现。”

 

　　光伏产业加快调结构，也让分布式配储获得更多关注。国家能源局此前发布的数据显示，2021年我国新增光伏装机约5300万千瓦，分布式光伏占比首次突破50%，达到55%。王健认为，当前光伏集中式与分布式并举的发展趋势明显，后者机规模的增长将持续推高储能需求，加快“分布式+储能”市场放量。

 

　　在此背景下，国内分布式配储价值长期被低估已成业界共识。“和集中式光伏配储一样，分布式光伏配储也是在电源侧安装系统，且装置靠近终端，可降低电能传送成本，并在一定程度上缓解光伏发电不稳定、波动性强的问题。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎说。

 

 

　　卢欢指出，河北等地发布支持文件，反映出各地从政策上认可了分布式配储的价值，并希望促进相关产业发展。“近年来，随着国内分布式光伏市场兴起，我们也在跟踪分布式配储行业发展动向，目前已参与了部分地区的示范性项目建设，并推出了相关产品以及解决方案。”

 

　　“不过，目前在国内市场销售分布式配储产品，需要特别关注经济性。”卢欢表示，我国电网电力供应能力强、电价较欧美国家更低，在无补贴情况下，户用配储要充分考虑投入成本和收益率。“以7%的收益率粗略测算，目前光伏发电投资成本约3元/瓦，配置储能后成本约翻一倍，成本回收期要从近10年延至20年甚至以上，所以目前分布式配储更适合用电量较大、电费更高、峰谷电价差更高的工商业用电场景。”

 

　　王健也为记者算了一笔账，假设安装10千瓦的分布式光伏系统，并采用单充模式4千万时—10千瓦时的储能系统，投资成本分别以5000元/千瓦时和1500元/千瓦时测算，则总投资在8.5万元左右，而户用配储初始投资需在若干年收回后才能盈收。“不同城市的户用配储经济性各异，与所在地区的接受度、地理条件、项目收益水平、经济发展水平直接相关，一般人口密集、经济发达的沿海地区会优先考虑分布式配储。”

 

　　彭澎也表示，分布式配储要重视成本疏导。“不管是工商业主还是居民，安装分布式光伏无需特别规划和设计，安装便捷且操作简单。但增加储能后，成本势必有所提升，导致户用配储更多是自发行为。”

 

 

　　值得注意的是，国家能源局2021年5月明确鼓励有条件的户用光伏项目配备储能后，业内就曾掀起“整县推进”应不应该配储的大讨论。

 

　　根据国家能源局2021年9月发布的《关于公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》，全国共有31个省市区的676个县报送了试点，并全部列入“整县推进”开发试点名单。

 

　　以单县平均装机规模约20万千瓦计算，全国试点总装机规模或超1亿千瓦，这意味着未来用户侧自发自用和就近消纳的电量占比将不断提升，可能对电网造成冲击，而配置储能可以发挥“稳定器”作用。

 

　　河北省能源局在《屋顶分布式光伏建设指导规范（试行）》中特别提及，配套储能以不出现长时间大规模反送、不增加系统调峰负担为原则，综合考虑整县屋顶分布式光伏开发规模、负荷特性等因素，确定储能配置容量，提升系统调节能力。屋顶分布式光伏配套储能，可选择自建、共建或租赁等方式灵活开展配套储能建设。

 

　　王健认为，作为分布式光伏开发的新模式，“整县推进”具有统一规划、分步实施、整体见效的特点，将直接影响户用配储集中化、系统化的运营模式。在此背景下，集中建设配套储能可减少储能配置容量，节约成本。同时，集中配储立足全局，综合所有用户用电功率、可再生能源发电功率、储能容量等信息统一调度，电能过剩时可及时做好消纳工作，供电紧张时可统一为用户供电，最终实现优化用电的效果。

 

　　卢欢则提出，目前“整县推进”大多以租赁模式为主，配储后或将影响居民利益模式。“若农村‘分布式+储能’为村委会或投资商所有，此商业主体和电网公司签署协议，则村级电站可通过参与调峰、调频等综合能源管理服务获益。”