過去，強制配置儲能的政策只存在于大型集中式光伏發電站身上，如今，隨著分布式光伏成為新增裝機主力，同樣的配儲要求正發生在工商業、戶用光伏等分布式光伏身上。

(相關資料圖)

2023年8月2日，浙江金華金東區人民政府發布《金東區加快用戶側儲能建設的實施意見》，要求新建設的非居民分布式光伏發電項目原則上按照裝機容量的10%以上配建儲能系統，額定功率下連續放電時間不低于2小時。至2024年，金東區建成并網10MW/20MWh用戶側儲能項目，十四五實現30MW/60MWh的發展目標。意見還指出，鼓勵企業用戶利用分時電價機制，主動削峰填谷，優化電網負荷需求。

說得更直白一些，如果是園區、工廠、充電站等分布式場景，在光伏裝機的同時，原則上按10%以上比例配建儲能，未來可能會成為必選項。

浙江是工商業光伏新增裝機比例最高的省份，幾乎98%的太陽能安裝在了園區、廠房等分散的屋頂上，因此，出臺配儲的政策也就順理成章了。

對于新能源發電配儲的政策，經過一兩年來在集中式光伏電站上的強制實施，其實行業里有著各種不同聲音。增加了初始投資成本、儲能利用率不高、項目回本周期延長......這是普遍受到“詬病”的地方，分布式光伏配儲面臨同樣的擔憂。

不過，這一政策對于儲能行業，特別是園區、充電站等場景配儲領域，確實是實實在在的利好推動。

分布式光伏配儲，會成為強制政策嗎？

其實，不論是分散的光伏、風電，還是單體裝機功率更高的集中式電站，都是新能源，區別在于分布式是聚沙成塔，但波動性、間歇性、隨機性的特征是一樣的。根據行業研究，當新能源發電量占比提高到10%以上，會給電網平衡帶來較大沖擊。

而且，分布式的戶用、工商業光伏的管理和維護成本更高，如果不配置儲能的話，就需要調度其他靈活調節資源，最終多出來的成本由所有工商業用戶來擔負，這也是不公平的。

而在浙江金華之前，一些分布式光伏裝機量占比較高的大省，已經開始提前行動起來。比如江蘇的昆山和蘇州、浙江諸暨、山東的棗莊及河北、河南，陸續出臺了分布式光伏配儲的相關政策文件，配儲要求在裝機容量的8%-30%之間，具體的配置方式不限，自建、共建或租賃均可。

越是分布式光伏新增裝機排名靠前的省市，對光伏并網配儲的需求越強烈。

來源：能鏈研究院

2022年，國內光伏新增裝機中，河北、山東、河南、浙江、江蘇排在前五位，但河南7.8GW的新增裝機中，幾乎全部為分布式光伏，只有0.39%是集中式光伏，其中戶用光伏又占到了90%。在河南整體的光伏裝機量中，分布式光伏也占到了72%的比例。有消息透露，河南正考慮在全省范圍內開展分布式光伏配置儲能，相關的政策雖未出臺，但據說已經在征求意見階段。

山東作為發電和用電大省，其在新能源政策方面顯然更為激進。之前，山東棗莊發文要求分布式光伏項目按照裝機量的15%-30%、時長2-4小時配置儲能設施，或者租賃相同容量的共享儲能設施，這一度成為各省市分布式光伏配儲的“天花板”。

浙江、河南、山東等地對分布式光伏配儲的積極性較高。雖然戶用、工商業光伏配儲，暫時還不是“強制”性要求，且未在各地大規模出臺，但似乎只是個時間問題。

補貼政策先行，配儲意愿高低要看經濟性

今年上半年，風光新增裝機量更加兇猛，遠遠超出了市場預期。

8月初，國家能源局公布可再生能源數據，上半年，全國可再生能源新增裝機1.09萬億千瓦，同比增長98.3%，占新增裝機的77%。其中，常規水電新增并網206萬千瓦，抽水蓄能330萬千瓦，風電新增并網2299萬千瓦，光伏發電新增并網7842萬千瓦，生物質發電新增并網176萬千瓦。值得關注的是，光伏發電新增并網量幾乎追上了去年一年的量，預計今年全年風光發電裝機量有望突破1.4億千瓦。

來源：能鏈研究院

以此預測，2023年全年戶用、工商業光伏在內的分布式光伏新增裝機可能會突破8000萬千瓦，風光發電量占比可能超過15.3%的目標值，成為影響電網安全運行的舉足輕重的力量。

分布式光伏的特點是點多面廣、布局分散，如此復雜、碎片化、大規模的隨機性電源，不僅給電網消納帶來壓力，對各地配電網、增配網設施接入能力、電網調節能力均提出了更高要求。通過輸配電價、系統運行費的傳導方式，讓所有工商業用戶為此“買單”，并不合理，也非市場化的手段。于是，為較大裝機容量的分布式光伏配建儲能，就成了平抑波動的重要選項。

就像互聯網主干網的帶寬不足，有了CDN技術來緩存流量一樣，通過配置儲能后，等于有了一個“緩存的蓄水池”，可以平滑光伏輸出功率的波動，減少沖擊和干擾，新能源對電網會更加的“友好”。

好處是明擺著的，但相對于集中式的新能源發電主體，家庭、園區、工廠、充電站、建筑樓宇等業主，對投入和產出更加敏感。如果配建儲能的話，如何在增加成本的情況下，規避以往在集中式電站配置儲能中出現的利用率低、收入模式單一等入不敷出的弊端，提升業主對儲能的積極性，是最大的障礙。

為了提高業主的積極性，地方政府同步提供了補貼政策支持。

能鏈研究院查詢各省市政策發現，浙江紹興、浙江諸暨、江蘇蘇州吳江區等陸續出臺了分布式光伏配置儲能給予補貼的相關政策，主要分為兩種，一種是以100元-200元/千瓦的裝機標準給予一次性補貼，要求年利用小時數不少于600小時，補貼額度逐年退坡；另外一種是按照儲能放電電量給予0.3元-0.9元/千瓦時的補貼，補貼期限往往會持續2-5年不等。

但補貼僅僅是暫時的，建立長期穩定、可持續的市場化收入模式才是配儲進入良性循環的關鍵。目前來看，分布式光伏配儲存在的盈利方式有峰谷套利、輔助服務、應急備用、調頻、容量/需量管理等多種方式，只不過，以上這些僅僅是方向，對應的市場并不成熟，且不同省市的政策和情況不同，很難規模化復制。

比如浙江金華金東區在出臺《金東區加快用戶側儲能建設的實施意見》的同時，也提出，用戶側儲能項目應接入全域虛擬電廠平臺，積極參與電力需求響應和輔助服務。對參與調控的儲能項目，按負荷響應期間峰段放電量0.25元/千瓦時給予補貼，一直持續到2025年1月31日，補貼總額112.5萬元。

即便考慮到了補貼，以及儲能收入模式的多元化，但大多數的業主仍然心存疑慮。

雖然2023年硅料、鋰礦等上游價格大幅下跌，一定程度上降低了光伏、儲能上游原材料的成本，但分布式光伏配置儲能導致投資成本增加，投資回報周期必然會延長，降低業主配儲的積極性。這卻是不爭的事實。

光儲一體化照進現實，儲能市場迎來新紅利

問題是，分布式光伏會不會強制要求配儲呢？戶用光伏因為單個項目裝機量很小，且家庭未實行分時電價政策，用電成本缺乏“彈性”，配儲的經濟性不足，落地的可能性并不大。但園區、工廠、充電站等工商業光伏要求配儲的可能性則極大。

當年集中式光伏配儲，青海最早出臺相關政策，雖然一開始遭到了新能源項目方的強烈反對，但隨后全國20多個省市“跟隨”，成為一個事實性的“標準”。今天，強配儲能已經是集中式光伏發電并網的前置條件。

這一幕在分布式光伏身上可能會再次上演。

只不過，分布式光伏配儲與集中式配儲在收益模式方面存在較大區別，后者更單一，收益方面沒有配套的細則支撐。而前者隨著各地分時電價的陸續調整、電力輔助服務市場的成熟、虛擬電廠業務的開展，收入方式變得更加多元，其盈利模式正逐步得到驗證。

全國各地分時電價時段劃分 來源：安信證券《工商業儲能經濟性再獲刺激》

以新能源汽車充電站為例，通過在充電車棚、場站建筑上安裝分布式光伏，并配置一定容量的儲能，既能降低高峰、尖峰時段用電成本，增強新能源消納能力，又能參與峰谷套利、電力輔助服務、虛擬電廠需求響應，還能減少增容成本。特來電、能鏈智電等充電服務商延伸出光儲充、儲能、虛擬電廠業務，恰恰因為立足充電站這一場景。在廣東佛山順德換電站，能鏈儲能首個“儲充換”一體化項目即將完成檢查、調試和送電工作，投入商業化運營后，能進一步提高業主收益。

其實在歐洲，光儲一體化已然成為趨勢，受家庭電價上漲影響，歐洲光儲配套率相當高。

2022年，歐洲地區安裝光伏和儲能系統的家庭超過100萬戶，德國、意大利、英國、奧地利位居前四。無論是光伏，還是戶儲，德國都是歐洲最大的市場，其中德國住宅太陽能和戶儲間的配套率大概為80%，儲能已經成為歐洲太陽能系統的一部分。

相信，在相關配儲政策的推動下，分布式場景下的光儲/光儲充一體化項目將繼續提速，進一步推動儲能市場的爆發。

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