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。

文章来源：全球光伏