從分布式光伏發(fā)展角度看儲能的機會(huì )與挑戰

驅動(dòng)儲能行業(yè)發(fā)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(yè)發(fā)展初期，我們在描述電力系統對儲能需求的時(shí)候，往往會(huì )列舉風(fēng)力、光伏的規劃，以證明儲能的市場(chǎng)機會(huì )，從而逐步形成了一個(gè)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(zhù)分布式新能源的快速發(fā)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(wǎng)，從頻率轉向配電網(wǎng)各個(gè)節點(diǎn)的電壓和熱管理。當這些影響積累到一定程度時(shí)，就將影響電網(wǎng)的穩定運行，出現棄電。如果新能源的特性不能滿(mǎn)足新階段的要求，就會(huì )影響新能源的投資發(fā)展。

對于政策制定者來(lái)說(shuō)，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(jiàn)，另一方面要維護電網(wǎng)的穩定安全運行，鼓勵正確的技術(shù)路線(xiàn)，并為其制定合適的電價(jià)機制。

在實(shí)現“雙碳”目標背景下，最近幾年我國大力發(fā)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(jīng)可以作為接下來(lái)分布式新能源發(fā)展的主要形式，引發(fā)業(yè)界關(guān)注。在分布式新能源+儲能成為配電網(wǎng)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(wǎng)電價(jià)機制。本文將結合電化學(xué)儲能電池的成本趨勢和分布式新能源發(fā)展新階段，探索電化學(xué)電池在分布式新能源發(fā)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(jīng)濟性，支持新形勢下分布式新能源健康、快速發(fā)展。

分布式新能源的發(fā)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(wǎng)容量約為2.5億千瓦。2024年3月1日發(fā)布的《關(guān)于新形勢下配電網(wǎng)高質(zhì)量發(fā)展的指導意見(jiàn)》中明確指出，“到2025年，配電網(wǎng)網(wǎng)架結構更加堅強清晰，供配電能力合理充裕;配電網(wǎng)承載力和靈活性顯著(zhù)提升，具備5億千瓦左右分布式新能源、1200萬(wàn)臺左右充電樁接入能力”，這是官方關(guān)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(lái)越大，因為承載力的問(wèn)題，越來(lái)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(shí)，隨著(zhù)規模上升，傳統的固定上網(wǎng)電價(jià)模式已經(jīng)不適合接下來(lái)分布式光伏的發(fā)展。

圖1 來(lái)源：河南省分布式光伏承載力與可開(kāi)放容量發(fā)布平臺

2023年10月，國家發(fā)展改革委辦公廳和國家能源局綜合司聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于進(jìn)一步加快電力現貨市場(chǎng)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(dòng)分布式新能源上網(wǎng)電量參與市場(chǎng)，探索參與市場(chǎng)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(cháng)邢翼騰在年初的相關(guān)會(huì )議上也提到，分布式新能源裝機占比較高的地區，推動(dòng)分布式新能源上網(wǎng)電量參與市場(chǎng)，希望行業(yè)做好充分準備，積極參與。

挑戰1：分布式新能源接入配電網(wǎng)

評估等級劃分的標準

電網(wǎng)承載力，是指在設備持續不過(guò)載和短路電流、電壓偏差、諧波不超標條件下，電網(wǎng)接納電源、負荷的最大容量?！斗植际诫娫唇尤腚娋W(wǎng)承載力評估導則》是我國現行的分布式新能源接入電網(wǎng)承載力評估的主要標準，它定義了配電網(wǎng)承載力各個(gè)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(wǎng)，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(jìn)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(lái)源：《分布式電源接入電網(wǎng)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(wèn)題?二者是由可再生能源穿透率提高帶來(lái)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(lái)反向重過(guò)載、電壓越限等問(wèn)題。在我國中東部分布式新能源發(fā)展較快的地區，很多區縣如果不對電網(wǎng)進(jìn)行增容、改造，已經(jīng)無(wú)法完成新增分布式光伏的接入，屬于配電網(wǎng)層面的問(wèn)題。而調峰容量不足則與整個(gè)電力系統的電源結構有關(guān)。

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

“紅區”背后的問(wèn)題以及解決辦法

“紅區”的表現是分布式光伏帶來(lái)“電壓越限、反向重過(guò)載(熱管理)和相應的二次回路(繼電保護)誤操作”等問(wèn)題，可以理解成潮流方向從原來(lái)單一的電網(wǎng)向用戶(hù)，轉變?yōu)樨摵珊碗娋W(wǎng)雙向傳輸。降低倒送率是關(guān)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(shí)驗室(NREL)和澳大利亞能源市場(chǎng)運營(yíng)機構(AEMO)對這個(gè)問(wèn)題都有針對性的研究。

圖2 來(lái)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(wǎng)帶來(lái)的擾動(dòng)包括過(guò)電壓、欠電壓、線(xiàn)路和變壓器反向過(guò)載的問(wèn)題，解決的手段包括降低連接到饋線(xiàn)上的光伏容量、棄光、升級電網(wǎng)(包括變壓器、饋線(xiàn)和繼保設備)和儲能，當地的配電網(wǎng)公司需要根據本地線(xiàn)路、電源和負荷的情況確定每個(gè)時(shí)間點(diǎn)各個(gè)電源返送電的上限，才能保證配電網(wǎng)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(lái)的問(wèn)題，包括電壓管理(配電網(wǎng)需要應對光伏大發(fā)對應的電壓和夜晚負荷尖峰時(shí)的電壓，二者的電壓范圍過(guò)大給配電網(wǎng)運行帶來(lái)很大的運行壓力)、反向重過(guò)載帶來(lái)的熱管理問(wèn)題以及相應的二次回路問(wèn)題。

圖3 來(lái)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(wǎng)帶來(lái)的影響和我國官方文件的描述幾乎一致。從發(fā)展新能源初衷的角度，棄光、少裝光伏不是首選;而完全依賴(lài)電網(wǎng)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(shí)，而現在已經(jīng)到了800多元人民幣(工商業(yè)儲能柜的采購價(jià)格)。從成本的角度看，儲能已經(jīng)具備了支持分布式新能源發(fā)展的能力。

從技術(shù)角度看，儲能在光伏倒送的時(shí)候充電，在分時(shí)電價(jià)高的時(shí)候向本地負荷放電(自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式)，或者在現貨市場(chǎng)價(jià)格高的時(shí)候進(jìn)行交易(全額上網(wǎng)模式)，如果是純粹地降低倒送率，在解決“紅區”的問(wèn)題上，可以跟儲能競爭的技術(shù)路線(xiàn)幾乎是沒(méi)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(gè)做法對具體某一項目有意義，并不能解決普遍問(wèn)題。

當分布式光伏上網(wǎng)電價(jià)完全體現電力商品屬性，用戶(hù)的分時(shí)電價(jià)與現貨市場(chǎng)的價(jià)格聯(lián)動(dòng)，那么在我國中東部多地，午間大發(fā)的光伏上網(wǎng)電價(jià)大概率在0-0.2元/千瓦時(shí)之間，夜間負荷高峰時(shí)，儲能向負荷或者電網(wǎng)放電，可以實(shí)現較好的經(jīng)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(hù)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(jiǎn)單：裝在臺區變，在光伏倒送的時(shí)候充電，在晚間光伏無(wú)出力且負荷較大的時(shí)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(fā)展的角度，筆者認為裝在用戶(hù)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(xiàn)或者一個(gè)臺區變靠增配儲能來(lái)解決倒送問(wèn)題，與直接擴容的方法本質(zhì)上沒(méi)有區別，因為安裝在這個(gè)位置上的儲能可以做的其他應用有限，即臺區變儲能的價(jià)值單一。

從市場(chǎng)主體身份、市場(chǎng)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(shí)間，聚合臺區變儲能參與現貨交易。陜西也做了類(lèi)似示范項目。這就涉及到臺區變儲能的市場(chǎng)主體身份問(wèn)題以及相應的結算問(wèn)題，臺區變儲能沒(méi)有戶(hù)號，不具備參與電力交易的資格，要專(zhuān)門(mén)為其設計一個(gè)市場(chǎng)主體身份并制定針對性的結算辦法。在沒(méi)有納入輸配電價(jià)之前，它也不算是電力基礎設施的范疇;如果納入輸配電價(jià)，又涉及到電價(jià)扭曲、電力市場(chǎng)公平性問(wèn)題。美國聯(lián)邦能源監管委員會(huì )(FERC)從2016年開(kāi)始為儲能是否以電力基礎設施存在開(kāi)展過(guò)多次研討，截至目前，只允許部分運營(yíng)機構將儲能納入輸配電價(jià)，但只能作為替代傳統電網(wǎng)升級的手段，不允許參與電力交易。

圖4 來(lái)源：AEMO，Renewable integration study program

AEMO認為在提高配電網(wǎng)承載力這個(gè)問(wèn)題上，儲能安裝在臺區變和用戶(hù)側是兩個(gè)潛在的選擇，但筆者認為要遵守“誰(shuí)投資誰(shuí)受益”的原則，如果是電網(wǎng)投資，儲能就要站在電力資產(chǎn)利用率、投資效率和提高電網(wǎng)柔性的角度向電網(wǎng)提供服務(wù);如果是電力用戶(hù)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(mǎn)足并網(wǎng)要求、自身經(jīng)濟性運營(yíng)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(wǎng)電價(jià)改革勢在必行

在光伏發(fā)展早期階段，各國為了調動(dòng)投資積極性，設計了各種鼓勵投資的優(yōu)惠政策。如今光伏已經(jīng)成為我國第二大電源，新版全額保障辦法的出臺，意味著(zhù)光伏的價(jià)格將由市場(chǎng)供需決定。電力供需關(guān)系是由時(shí)間決定的，即光伏一度電的市場(chǎng)價(jià)格取決于這一度電是何時(shí)被用掉的。從這個(gè)角度來(lái)說(shuō)，分布式新能源要實(shí)現更高的價(jià)值，配置儲能是唯一的選擇。最近一兩年，各地不斷調整分時(shí)電價(jià)，很大程度上是想通過(guò)電價(jià)信號引導負荷迎合新能源發(fā)電，筆者認為單純地通過(guò)電價(jià)信號引導買(mǎi)家作用有限，賣(mài)家也要根據真正反應供需關(guān)系的電價(jià)信號調整自己的電力供應。

調整光伏上網(wǎng)電價(jià)的呼聲很高，但關(guān)閉一扇門(mén)的時(shí)候，也要為分布式新能源打開(kāi)一扇窗。因為一旦上網(wǎng)電價(jià)調整為分時(shí)上網(wǎng)電價(jià)，類(lèi)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(wǎng)電量收益將會(huì )明顯減少，進(jìn)而影響項目的整體收益。不過(guò)，美國加州公用事業(yè)委員會(huì )(CPUC)和相關(guān)的產(chǎn)業(yè)公司明確表示，NEM3.0的定價(jià)政策客觀(guān)上鼓勵分布式光伏項目配儲，這樣才可能提升項目的經(jīng)濟性。

對于政策制定者來(lái)說(shuō)，在制定分布式新能源上網(wǎng)電量參與市場(chǎng)規則的同時(shí)，要考慮到接下來(lái)新的發(fā)展模式?；谀壳皟δ艿闹圃斐杀?，筆者建議在考慮調整上網(wǎng)電價(jià)的同時(shí)，研究在滿(mǎn)足電網(wǎng)運行要求的前提下，光儲聯(lián)合運行的經(jīng)濟性，并設計相關(guān)制度。

圖5 美國加州PG&E公司NEM3.0電價(jià)

圖6 來(lái)源：NREL

探索工商業(yè)光儲聯(lián)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(fā)展改革委公布了《河南省工業(yè)企業(yè)源網(wǎng)荷儲一體化項目實(shí)施細則(征求意見(jiàn)稿)》等三個(gè)實(shí)施細則，筆者認為這是國內工商業(yè)光儲一體化運行配電網(wǎng)接入、參與電力交易示范項目的開(kāi)始，預計會(huì )有更多省份跟隨。具體地，筆者認為工商業(yè)光儲聯(lián)合運行的模式如下：

圖7 來(lái)源：NREL報告Use of Operating Agreements and Energy Storage to Reduce Photovoltaic Interconnection Costs

針對于某個(gè)并網(wǎng)點(diǎn)倒送電量帶來(lái)的擾動(dòng)(電壓、電力設備熱管理相關(guān)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(wǎng)點(diǎn)各個(gè)時(shí)刻(每小時(shí))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(jìn)后出等原則，公平地將“限發(fā)操作票”(export limiting operation envelop)以曲線(xiàn)的形式發(fā)給該并網(wǎng)點(diǎn)下游的每個(gè)分布式新能源，如圖9，以保證并網(wǎng)點(diǎn)處于安全的工作范圍。

每個(gè)分布式新能源運營(yíng)方要在遵守“限發(fā)操作票”的范圍內制定合理的運行方式，可選擇安裝儲能、經(jīng)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(jīng)濟性最佳。選擇何種方式，取決于光伏的上網(wǎng)電價(jià)、當地的分時(shí)電價(jià)、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(fā)操作票的做法，對于分布式光伏較為發(fā)達、集中的地區來(lái)說(shuō)，是繼續發(fā)展分布式新能源的必然選擇。筆者認為這一環(huán)節和分布式新能源上網(wǎng)電價(jià)調整對于儲能應用于分布式光伏的進(jìn)程至關(guān)重要，應該加快這兩方面相關(guān)可執行細則的出臺。

圖8 來(lái)源：NREL報告Use of Operating Agreements and Energy Storage to Reduce Photovoltaic Interconnection Costs

圖9 來(lái)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(guān)系，制定合理的分時(shí)電價(jià)和光伏上網(wǎng)電價(jià)機制，要讓這兩個(gè)價(jià)格和電力批發(fā)市場(chǎng)價(jià)格聯(lián)動(dòng)起來(lái)。為了市場(chǎng)和投資的穩定，現階段可以效仿現貨市場(chǎng)啟動(dòng)前模擬試運行的方式，通過(guò)模擬的方式給相關(guān)企業(yè)釋放明確的價(jià)格信號，便于企業(yè)制定對應的解決方案。同時(shí)，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(lái)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(lái)源中，本地光伏所占百分比越高，越能拿到高退稅補償，這個(gè)參數是解決方案中很重要的一個(gè)邊界條件，能夠有效指導最終的方案。國家應該針對這個(gè)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(wǎng)運行的角度制定光儲聯(lián)合運營(yíng)的調度方式。盡快制定“限發(fā)操作票”的指導方法和并網(wǎng)規則，盡快明確光儲并網(wǎng)的標準和運行方式，保證電網(wǎng)安全運行的同時(shí)，讓分布式新能源公平地享受電網(wǎng)資源。

● 相關(guān)企業(yè)在上述兩點(diǎn)框架內，合理選擇客戶(hù)，制定源網(wǎng)荷儲優(yōu)化運行模式。提高自身項目開(kāi)發(fā)和運營(yíng)的能力，真正服務(wù)于新能源投資，降低客戶(hù)的電費支出，提高客戶(hù)抵御極端天氣的能力，更好地服務(wù)于電力系統。

補齊短板發(fā)揮成本優(yōu)勢

這幾年由于發(fā)電側強制配儲政策，儲能的經(jīng)濟性和利用率問(wèn)題還沒(méi)有得到有效解決，大家普遍認為儲能是新能源發(fā)展過(guò)程中的“拖油瓶”，這是認知上的誤區。一是儲能的成本在過(guò)去一年多里降低了一半，二是新能源發(fā)展迅猛，帶來(lái)的問(wèn)題越來(lái)越尖銳，對儲能的需求日益強烈。要分清哪些問(wèn)題是儲能自身的短板(如日間、季節性?xún)δ苌刑幱谠缙陔A段)，哪些是因沒(méi)用好儲能，或市場(chǎng)設計、基礎研究投入不足造成的。

現階段，儲能行業(yè)迎來(lái)了新的市場(chǎng)機遇。成本下降是行業(yè)發(fā)展的最大底氣，在分布式新能源的加速發(fā)展下，應該有信心做出好的商業(yè)模式。儲能行業(yè)應把重心從賣(mài)設備轉向對市場(chǎng)設計、價(jià)值量化工具、人工智能集成等解決方案的投入。同時(shí)，分布式資源接入電網(wǎng)需要建立相關(guān)的標準、模型、通訊協(xié)議，以及參與市場(chǎng)的規則、監管機制等，而用戶(hù)側儲能可以服務(wù)于用戶(hù)，也可以服務(wù)于配電網(wǎng)，參與電力交易。如何讓儲能有機地集成到電網(wǎng)中，服務(wù)于各個(gè)主體，是一個(gè)復雜而漫長(cháng)的過(guò)程，現在才剛剛開(kāi)始摸索，仍需要各方的共同努力。