分布式光伏配儲能大有前景
光伏產業網訊
發布日期：2022-03-25
核心提示：
分布式光伏配儲能大有前景！
儲能是電力系統不可或缺的靈活性調節資源。儲能系統如何建設、使用，在一定程度上影響著電力結構調整進度。近年來，分布式光伏發展勢頭迅猛，裝機量迅速攀升，推動分布式光伏和分散式儲能相結合，“散”可在用戶端構建小型微電網，成為大電網的有效補充；“聚”可成虛擬電廠，通過綜合調度、控制管理，使電力系統更富有彈性和靈活性。同時，分布式光伏和儲能相結合，在用戶側可以發揮保電、降低用能成本、降碳減排等功能，進而疏導儲能成本，促進儲能產業健康發展。
國家能源局的最新統計數據顯示，2021年全國光伏發電新增并網容量達5488萬千瓦，同比增長88.39%，在新增電源裝機中的占比提升至55%。其中，集中式光伏新增并網容量達2560萬千瓦，分布式光伏新增并網容量達2927.9萬千瓦。至此，國內分布式光伏累計裝機量達1.08億千瓦，占光伏并網裝機容量的1/3。
眾所周知，新能源發電具有波動性、間歇性、不穩定性，隨著并網新能源裝機規模不斷增長，電網對靈活性調節資源的需求也越來越迫切。國家電網公司的最新研究結果顯示，在充分考慮全國電力平衡、電量平衡、新能源消納、極端天氣等因素的影響下，以及在火電機組靈活性改造應改盡改、抽水蓄能電站應建盡建且只考慮日內調節的前提下，到2030年，新型儲能裝機規模需達1.5億千瓦。因此，全國有超過20個省（區）出臺相關政策，要求新建大型新能源場站必須配置5%-20%的儲能，時長1-4小時不等。然而，從2021年各地配建的儲能項目來看，效果不盡如人意。部分投資者坦言，新建新能源場站按政策配建儲能，只是為了拿到發電項目并網指標，并不考慮儲能電站功能和質量好壞。至此，強配儲能的問題逐漸暴露：
強制配建的儲能電站增加了新能源項目的投資成本，拉低了項目的經濟性，影響了投資商的積極性，進而延緩了項目落地執行進度，降低了新能源產業發展速度，不利于碳達峰碳中和目標實現。
強制配建的儲能電站沒有明確的收益來源，建設成本無法有效疏導，導致儲能設備招標時易引發惡性市場競爭，甚至“價低者得”。投標方為降低成本，會降低配置，甚至采用庫存電池、退役電池，出現“良幣驅逐劣幣”的現象，帶來安全隱患，不利于儲能產業健康有序發展和技術提升。
此外，強制配建的儲能電站建設完成后，沒有明確的調用機制和合理的價值評定辦法，儲能調用次數得不到保障，設備利用率不高，造成靈活性調節資源浪費和資產浪費。
相比之下，分布式光伏配建分散式儲能有以下優勢：
分布式光伏配建儲能可在用戶端構建小型微電網系統，增強光伏并網友好度，提升光伏自發自用率。在用戶遭遇限電、斷電、自然災害等電力供給異常的情況下，可開啟離網狀態，保障重要或基本的負荷需求。分布式光伏配建儲能有利于疏導儲能系統建設成本，讓投資者更關注儲能本身的碳減排、削峰填谷、緊急備電、黑啟動、供電末端“電能質量治理”等功能價值，幫助用戶節省用能成本及其他電力設備的投入成本。
同時，分布式光伏配建儲能可以結合售電、充電、換電、負荷管理等業務場景，實現用戶側源網荷儲一體化發展，實現區域內能源自耦合，有利于盤活社會資本，培育新場景下的新型商業模式，促進能源消費高質量發展。
此外，分布式光伏配建儲能有利于提升電網彈性和安全性，促進“以可再生能源和清潔能源發電為主（占70%-80%以上）、骨干電源與分布式電源相結合、主干電網與局域配電網和微電網相結合”的電力系統構建和發展。通過聚合大量分布式光伏、儲能等靈活性調節資源，構建虛擬電廠，通過市場化手段激勵用戶挖掘用能彈性和需求響應的積極性，增強電力系統的調節能力，節省電網投資，并可為電網做好補充，構建起“打不垮、摧不毀、經濟堅強”的新型電力系統。
分布式光伏配建儲能得到部分地方的明確支持。2021年底，廣東省能源局在《關于征求廣東省市場化需求響應實施方案及交易細則意見的函》中，明確賦予了負荷聚合商包括售電公司和第三方獨立主體聚合商的市場主體地位。該文件規定，對于儲能資源聚合成的直控虛擬電廠，原則上按照不低于“兩充兩放”安排每日調度計劃、每日頂峰時長不低于4小時，并明確了各種情況下的交易價格，這在一定程度上保障了虛擬電廠的收益。2022年1月，山東省棗莊市能源局、棗莊市行政審批局和棗莊供電公司聯合下發的《棗莊市分布式光伏開發建設規范》明確提出，新建分布式光伏要“按照裝機容量的15%-30%、時長2-4小時配置儲能設施，或者租賃同等容量的共享儲能設施”，為分布式光伏配套建設儲能的規模提供了政策依據。
可以預見的是，隨著部分地區試點先行，成效顯著后再進行推廣，分布式光伏配建儲能將有廣闊的市場空間。(作者系新能源發電和儲能行業資深人士）