驅動儲能行業發展的是非水可再生能源的穿透率和自身成本的下降，在儲能行業發展初期，我們在描述電力系統對儲能需求的時候，往往會列舉風力、光伏的規劃，以證明儲能的市場機會，從而逐步形成了一個固定認知，即儲能的需求約等于系統所需的增量“調峰”容量。

但隨著分布式新能源的快速發展，可再生能源對于電力系統的影響逐步從大系統(bulk system)轉向配電網，從頻率轉向配電網各個節點的電壓和熱管理。當這些影響積累到一定程度時，就將影響電網的穩定運行，出現棄電。如果新能源的特性不能滿足新階段的要求，就會影響新能源的投資發展。

對于政策制定者來說，一方面要鼓勵分布式新能源投資的積極性，讓投資回報清晰、可預見，另一方面要維護電網的穩定安全運行，鼓勵正確的技術路線，并為其制定合適的電價機制。

在實現“雙碳”目標背景下，最近幾年我國大力發展分布式新能源，最近一年多電池成本迅速下降，分布式新能源+儲能是否已經可以作為接下來分布式新能源發展的主要形式，引發業界關注。在分布式新能源+儲能成為配電網側供電的主力形式之前，需要先明確分布式新能源新的管理辦法和上網電價機制。本文將結合電化學儲能電池的成本趨勢和分布式新能源發展新階段，探索電化學電池在分布式新能源發展新階段中的定位，如何降低分布式新能源接入成本、提高自身經濟性，支持新形勢下分布式新能源健康、快速發展。

分布式新能源的發展現狀和趨勢

國家能源局數據顯示，截至2023年底，中國分布式光伏電站累計并網容量約為2.5億千瓦。2024年3月1日發布的《關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見》中明確指出，“到2025年，配電網網架結構更加堅強清晰，供配電能力合理充裕;配電網承載力和靈活性顯著提升，具備5億千瓦左右分布式新能源、1200萬臺左右充電樁接入能力”，這是官方關于“十四五”分布式新能源裝機規劃的明確目標。由于分布式新能源的主要形式為分布式光伏，可以粗略認為在2024—2025年兩年內，我國的分布式光伏裝機容量將翻一番。

當前，中東部地區所謂“紅區”的范圍越來越大，因為承載力的問題，越來越多的地區(以縣區供電局為單位)暫停了分布式光伏的備案。同時，隨著規模上升，傳統的固定上網電價模式已經不適合接下來分布式光伏的發展。

圖1 來源：河南省分布式光伏承載力與可開放容量發布平臺

2023年10月，國家發展改革委辦公廳和國家能源局綜合司聯合發布了《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》，指出“分布式新能源裝機占比較高的地區，推動分布式新能源上網電量參與市場，探索參與市場的有效機制”。國家能源局新能源和可再生能源司新能源處處長邢翼騰在年初的相關會議上也提到，分布式新能源裝機占比較高的地區，推動分布式新能源上網電量參與市場，希望行業做好充分準備，積極參與。

挑戰1：分布式新能源接入配電網

評估等級劃分的標準

電網承載力，是指在設備持續不過載和短路電流、電壓偏差、諧波不超標條件下，電網接納電源、負荷的最大容量。《分布式電源接入電網承載力評估導則》是我國現行的分布式新能源接入電網承載力評估的主要標準，它定義了配電網承載力各個評級的依據。評估范圍包括分布式電源消納范圍內的各電壓等級電網，評估對象包括相應的輸變電設備，評估計算包括熱穩定計算，在此基礎上進行電壓偏差、短路電流、諧波等校核，確定供電區域內的承載等級和可新增分布式電源容量。評估等級可分為紅、黃、綠三等。

來源：《分布式電源接入電網承載力評估導則》

目前“紅區”或者受限的地區主要分布在山東、河南、河北、廣東、東北等負荷較為集中的地區。如何看待“紅區”和調峰容量不足的問題?二者是由可再生能源穿透率提高帶來的。前者的直接原因是在分布式光伏裝機量增速較快較大的地區，倒送電量較多，帶來反向重過載、電壓越限等問題。在我國中東部分布式新能源發展較快的地區，很多區縣如果不對電網進行增容、改造，已經無法完成新增分布式光伏的接入，屬于配電網層面的問題。而調峰容量不足則與整個電力系統的電源結構有關。

筆者認為，“紅區”是分布式新能源發展帶來的階段性問題，需要從分布式新能源接入、調度等環節進行更多規范化管理。“紅區”的問題如果解決好了，還可以繼續承接更多的光伏。《關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見》里將提高“承載力”作為核心工作目標。類似地，國際電子與電氣工程師協會(IEEE)也曾指出，2018年之前其工作重心在解決大系統的平衡問題上(調峰范疇)，隨著分布式新能源的發展，加大了分布式資源(DER)對配電網影響的相關研究和標準制定工作。日前，中國工程院院士王成山在相關研討會上指出，強調負荷與新能源電力總量平衡，支撐區域電網功率平衡。但分層互動，解決分布式電源對配電系統影響問題，受關注度不夠，意義同樣重要。

“紅區”背后的問題以及解決辦法

“紅區”的表現是分布式光伏帶來“電壓越限、反向重過載(熱管理)和相應的二次回路(繼電保護)誤操作”等問題，可以理解成潮流方向從原來單一的電網向用戶，轉變為負荷和電網雙向傳輸。降低倒送率是關鍵，所以我們在官方文件里面總是看到“本地消納”的字眼。美國可再生能源實驗室(NREL)和澳大利亞能源市場運營機構(AEMO)對這個問題都有針對性的研究。

圖2 來源：NREL報告Use of Operating Agreements and Energy Storage to Reduce Photovoltaic Interconnection Costs

NREL認為分布式光伏給配電網帶來的擾動包括過電壓、欠電壓、線路和變壓器反向過載的問題，解決的手段包括降低連接到饋線上的光伏容量、棄光、升級電網(包括變壓器、饋線和繼保設備)和儲能，當地的配電網公司需要根據本地線路、電源和負荷的情況確定每個時間點各個電源返送電的上限，才能保證配電網的穩定安全。

AEMO認為，低壓側分布式光伏反送電到更高電壓等級帶來的問題，包括電壓管理(配電網需要應對光伏大發對應的電壓和夜晚負荷尖峰時的電壓，二者的電壓范圍過大給配電網運行帶來很大的運行壓力)、反向重過載帶來的熱管理問題以及相應的二次回路問題。

圖3 來源：AEMO，Renewable Integration Study

儲能的競爭者有限

從上面的介紹可以看出，美國、澳洲分布式光伏穿透率較高的地區，對于分布式光伏給配電網帶來的影響和我國官方文件的描述幾乎一致。從發展新能源初衷的角度，棄光、少裝光伏不是首選;而完全依賴電網升級改造，投資巨大。

2020年之前，研究中默認的鋰電池采購成本大概在500美元每千瓦時，而現在已經到了800多元人民幣(工商業儲能柜的采購價格)。從成本的角度看，儲能已經具備了支持分布式新能源發展的能力。

從技術角度看，儲能在光伏倒送的時候充電，在分時電價高的時候向本地負荷放電(自發自用余電上網模式)，或者在現貨市場價格高的時候進行交易(全額上網模式)，如果是純粹地降低倒送率，在解決“紅區”的問題上，可以跟儲能競爭的技術路線幾乎是沒有的，當然我們在一些地方性的文件上看到鼓勵分布式光伏和充電樁等新負荷裝在一起，但這個做法對具體某一項目有意義，并不能解決普遍問題。

當分布式光伏上網電價完全體現電力商品屬性，用戶的分時電價與現貨市場的價格聯動，那么在我國中東部多地，午間大發的光伏上網電價大概率在0-0.2元/千瓦時之間，夜間負荷高峰時，儲能向負荷或者電網放電，可以實現較好的經濟性。

裝在哪里?

如果儲能是解決“紅區”的有效手段，那么是裝在臺區還是裝在用戶側?

如果當地的分布式光伏穿透率較低，單純地降低倒送率，且不考慮投資回報，答案很簡單：裝在臺區變，在光伏倒送的時候充電，在晚間光伏無出力且負荷較大的時候放電。但如果繼續安裝更多的分布式光伏，且站在分布式光伏可持續發展的角度，筆者認為裝在用戶側更合理。

從容量配置、投資成本的角度看，高比例分布式光伏的情況下，一條饋線或者一個臺區變靠增配儲能來解決倒送問題，與直接擴容的方法本質上沒有區別，因為安裝在這個位置上的儲能可以做的其他應用有限，即臺區變儲能的價值單一。

從市場主體身份、市場公平性的角度看，儲能跟光伏裝在一起更合理。目前山東提出了“云儲能”概念，即在光伏倒送以外的時間，聚合臺區變儲能參與現貨交易。陜西也做了類似示范項目。這就涉及到臺區變儲能的市場主體身份問題以及相應的結算問題，臺區變儲能沒有戶號，不具備參與電力交易的資格，要專門為其設計一個市場主體身份并制定針對性的結算辦法。在沒有納入輸配電價之前，它也不算是電力基礎設施的范疇;如果納入輸配電價，又涉及到電價扭曲、電力市場公平性問題。美國聯邦能源監管委員會(FERC)從2016年開始為儲能是否以電力基礎設施存在開展過多次研討，截至目前，只允許部分運營機構將儲能納入輸配電價，但只能作為替代傳統電網升級的手段，不允許參與電力交易。

圖4 來源：AEMO，Renewable integration study program

AEMO認為在提高配電網承載力這個問題上，儲能安裝在臺區變和用戶側是兩個潛在的選擇，但筆者認為要遵守“誰投資誰受益”的原則，如果是電網投資，儲能就要站在電力資產利用率、投資效率和提高電網柔性的角度向電網提供服務;如果是電力用戶或者分布式光伏投資，儲能的運行方式就要站在分布式光伏滿足并網要求、自身經濟性運營的角度考慮。

挑戰2：分布式光伏參與電力交易

分布式光伏上網電價改革勢在必行

在光伏發展早期階段，各國為了調動投資積極性，設計了各種鼓勵投資的優惠政策。如今光伏已經成為我國第二大電源，新版全額保障辦法的出臺，意味著光伏的價格將由市場供需決定。電力供需關系是由時間決定的，即光伏一度電的市場價格取決于這一度電是何時被用掉的。從這個角度來說，分布式新能源要實現更高的價值，配置儲能是唯一的選擇。最近一兩年，各地不斷調整分時電價，很大程度上是想通過電價信號引導負荷迎合新能源發電，筆者認為單純地通過電價信號引導買家作用有限，賣家也要根據真正反應供需關系的電價信號調整自己的電力供應。

調整光伏上網電價的呼聲很高，但關閉一扇門的時候，也要為分布式新能源打開一扇窗。因為一旦上網電價調整為分時上網電價，類似于加州于2023年執行的NEM3.0(Net billing meter)，既有和新增分布式光伏項目的上網電量收益將會明顯減少，進而影響項目的整體收益。不過，美國加州公用事業委員會(CPUC)和相關的產業公司明確表示，NEM3.0的定價政策客觀上鼓勵分布式光伏項目配儲，這樣才可能提升項目的經濟性。

對于政策制定者來說，在制定分布式新能源上網電量參與市場規則的同時，要考慮到接下來新的發展模式。基于目前儲能的制造成本，筆者建議在考慮調整上網電價的同時，研究在滿足電網運行要求的前提下，光儲聯合運行的經濟性，并設計相關制度。

圖5 美國加州PG&E公司NEM3.0電價

圖6 來源：NREL

探索工商業光儲聯合新模式

在這方面，河南省走在了最前面。2024年4月19日，河南省發展改革委公布了《河南省工業企業源網荷儲一體化項目實施細則(征求意見稿)》等三個實施細則，筆者認為這是國內工商業光儲一體化運行配電網接入、參與電力交易示范項目的開始，預計會有更多省份跟隨。具體地，筆者認為工商業光儲聯合運行的模式如下：

圖7 來源：NREL報告Use of Operating Agreements and Energy Storage to Reduce Photovoltaic Interconnection Costs

針對于某個并網點倒送電量帶來的擾動(電壓、電力設備熱管理相關參數超出正常工作范圍的情況)，當地供電局根據對應負荷的變化，計算出該并網點各個時刻(每小時)可接受的倒送負荷(kW)，如圖8。再根據規則，比如按照裝機容量比例或者先進后出等原則，公平地將“限發操作票”(export limiting operation envelop)以曲線的形式發給該并網點下游的每個分布式新能源，如圖9，以保證并網點處于安全的工作范圍。

每個分布式新能源運營方要在遵守“限發操作票”的范圍內制定合理的運行方式，可選擇安裝儲能、經濟性棄電，或調整、增加新的負荷，以保證分布式新能源項目的經濟性最佳。選擇何種方式，取決于光伏的上網電價、當地的分時電價、儲能電池的成本、分布式光伏裝機容量和自身負荷的比例情況。

限發操作票的做法，對于分布式光伏較為發達、集中的地區來說，是繼續發展分布式新能源的必然選擇。筆者認為這一環節和分布式新能源上網電價調整對于儲能應用于分布式光伏的進程至關重要，應該加快這兩方面相關可執行細則的出臺。

圖8 來源：NREL報告Use of Operating Agreements and Energy Storage to Reduce Photovoltaic Interconnection Costs

圖9 來源：NREL報告Use of Operating Agreements and Energy Storage to Reduce Photovoltaic Interconnection Costs

做好這樣的模式需要各方的努力，具體的工作包括：

● 政府根據當地電力供需關系，制定合理的分時電價和光伏上網電價機制，要讓這兩個價格和電力批發市場價格聯動起來。為了市場和投資的穩定，現階段可以效仿現貨市場啟動前模擬試運行的方式，通過模擬的方式給相關企業釋放明確的價格信號，便于企業制定對應的解決方案。同時，國家要盡快確定激勵機制的底層邏輯和重要參數，如自用率或者電池充電來源自本地光伏的百分比是核心參數。美國針對光儲的ITC退稅政策中規定，儲能充電來源中，本地光伏所占百分比越高，越能拿到高退稅補償，這個參數是解決方案中很重要的一個邊界條件，能夠有效指導最終的方案。國家應該針對這個參數，出臺激勵機制或者強制標準，保證各分布式光伏項目之間的公平性。

● 當地供電公司從配電網運行的角度制定光儲聯合運營的調度方式。盡快制定“限發操作票”的指導方法和并網規則，盡快明確光儲并網的標準和運行方式，保證電網安全運行的同時，讓分布式新能源公平地享受電網資源。

● 相關企業在上述兩點框架內，合理選擇客戶，制定源網荷儲優化運行模式。提高自身項目開發和運營的能力，真正服務于新能源投資，降低客戶的電費支出，提高客戶抵御極端天氣的能力，更好地服務于電力系統。

補齊短板發揮成本優勢

這幾年由于發電側強制配儲政策，儲能的經濟性和利用率問題還沒有得到有效解決，大家普遍認為儲能是新能源發展過程中的“拖油瓶”，這是認知上的誤區。一是儲能的成本在過去一年多里降低了一半，二是新能源發展迅猛，帶來的問題越來越尖銳，對儲能的需求日益強烈。要分清哪些問題是儲能自身的短板(如日間、季節性儲能尚處于早期階段)，哪些是因沒用好儲能，或市場設計、基礎研究投入不足造成的。

現階段，儲能行業迎來了新的市場機遇。成本下降是行業發展的最大底氣，在分布式新能源的加速發展下，應該有信心做出好的商業模式。儲能行業應把重心從賣設備轉向對市場設計、價值量化工具、人工智能集成等解決方案的投入。同時，分布式資源接入電網需要建立相關的標準、模型、通訊協議，以及參與市場的規則、監管機制等，而用戶側儲能可以服務于用戶，也可以服務于配電網，參與電力交易。如何讓儲能有機地集成到電網中，服務于各個主體，是一個復雜而漫長的過程，現在才剛剛開始摸索，仍需要各方的共同努力。