分布式光伏配储-政策驱动与市场需求的双重考量

近年来，随着新能源的快速发展，分布式光伏在各地的装机量持续攀升，给电网消纳和配网运行带来了前所未有的挑战。为了应对这一挑战，多地政府纷纷出台政策，要求分布式光伏配置储能，以期通过储能技术的引入，平抑光伏输出的波动性，提升电网的稳定性和安全性。

在金华市金东区等地，政府不仅要求分布式光伏配建储能，还提供了需求响应补贴、项目建设补贴等一系列政策扶持，旨在推动本地区新型储能电站达到一定规模，促进储能产业的快速发展。而在山东、河南等分布式光伏装机量较高的省份，政府则更加注重通过加装储能来保证分布式光伏的接入和消纳，缓解配电网的承载压力。

分布式光伏虽然单个项目规模较小，但装机占比在一些省份已经相当可观。截至2023年6月底，全国累计并网光伏达到4.7亿千瓦，其中分布式光伏占比高达42%。在山东、浙江、河南等地，分布式光伏的累计并网容量在光伏总装机中的占比甚至超过了70%。

然而，分布式光伏的高速发展也给电网带来了不小的冲击。由于配电网的承载力有限，接入配网的分布式电力有时只能向更高电压等级反送电，这不仅增加了电网的运行难度，也降低了电网的稳定性。为了解决这一问题，多地政府开始出台政策，要求分布式光伏配置储能。

光储一体化和光储充一体化电站的兴起，为分布式光伏配储提供了可行的解决方案。通过光储一体化，可以克服光伏发电的间歇性和波动性，实现光伏电站的24小时全天候发电。而光储充一体化电站则能够通过光伏发电后储存电能，形成一个微网，根据需求与公共电网智能互动，参与电网调峰调频等辅助服务。

从项目装机情况来看，全球光储累计装机规模持续增长，中国更是占据了相当大的市场份额。然而，尽管光储充一体化电站具有诸多优势，但在实际落地过程中，仍面临不少挑战。一方面，受安装面积所限，储能装机功率通常是光伏装机功率的数倍；另一方面，储能装机时长和配储比例也各不相同，给项目的规划和实施带来了不小的难度。

那么，分布式光伏配储是否会成为强制政策呢？从目前的趋势来看，这一可能性正在逐渐增大。随着新能源发电量占比的不断提高，电网平衡的难度也在加大。如果不配置储能的话，就需要调度其他灵活调节资源来平衡电网，这无疑会增加所有工商业用户的成本。因此，为了保障电网的稳定性和安全性，多地政府已经开始提前行动起来，出台相关政策要求分布式光伏配置储能。

然而，尽管政策驱动明显，但分布式光伏配储的经济性仍是制约其发展的关键因素。由于储能设备的成本较高，投资回报周期较长，导致不少业主对配储持观望态度。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关键。

目前来看，分布式光伏配储存在的盈利方式有多种，包括峰谷套利、辅助服务、应急备用等。然而，这些盈利方式的市场并不成熟，且不同省市的政策和情况不同，很难规模化复制。因此，如何在保障电网稳定性的同时，兼顾业主的经济利益，成为当前亟待解决的问题。

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。但在这个过程中，如何平衡政策驱动和市场需求的关系，实现储能产业的可持续发展，将是各地政府和企业需要共同面对的挑战。