中國儲能網(wǎng)訊：國家能源局數(shù)據(jù)顯示，截至2024年6月底，全國光伏發(fā)電裝機容量達到7.13億千瓦，同比增長52%，其中分布式光伏3.1億千瓦，占比超43%。
分布式光伏的爆發(fā)式增長隨之而來的是電力消納難題愈發(fā)凸顯。
2023年6月，國家能源局開展分布式光伏接入電網(wǎng)承載力和提升措施評估試點，并要求山東、黑龍江、河南、浙江、廣東、福建6個試點省份按期完成相關評估和結(jié)果公布工作。
6省份公布的光伏剩余可開放容量顯示，共有26個地區(qū)可新增開放容量為零。
2024年以來，全國分布式光伏接入受限問題愈發(fā)嚴重，接入容量為0的“紅區(qū)”仍在擴大，據(jù)不完全統(tǒng)計，目前包括廣東、河南、黑龍江、福建等8省份超300個縣域已無分布式光伏接入容量，解決分布式光伏并網(wǎng)消納問題迫在眉睫。
業(yè)界普遍認為，確保分布式光伏可持續(xù)發(fā)展的核心思路是就地與就近消納，路徑選擇包括配電網(wǎng)改造、微電網(wǎng)、虛擬電廠建設、部署儲能等靈活性資源、完善電力市場化交易機制、提升終端電氣化水平等等。
其中，儲能是電力靈活性調(diào)節(jié)資源，也是智能微網(wǎng)、虛擬電廠等場景應用的關鍵構(gòu)成，通過工商業(yè)儲能等分布式儲能設施部署，探索戶用光伏與儲能系統(tǒng)結(jié)合將有助于分布式光伏消納。
據(jù)不完全統(tǒng)計，2022年至今，已有21省份發(fā)布分布式光伏配儲政策，配儲比例要求多在8%-30%，時長2-4小時，主要模式包括配置用戶側(cè)儲能、租賃儲能、建設分布式共享儲能和建設臺區(qū)儲能等。
從今年以來各地出臺的分布式光伏配儲政策來看，集中匯流+臺區(qū)儲能漸成趨勢。
最早提出這一模式的是光伏大省山東，早在2021年，山東省濟南市便開展了集中匯流的嘗試，目前，山東聊城、德州等地已開始針對“集中匯流”進行應用試點，探索“集中匯流+儲能”的模式。
此后，這一模式在其他省份逐漸興起。
2023年12月11日，廣西南寧市發(fā)改委在《南寧市分布式光伏發(fā)電項目管理暫行辦法》（征求意見稿）提到，鼓勵新建光伏項目按照10%、2小時以上配建或租賃儲能系統(tǒng)容量。辦法同時提出，積極推廣“集中匯流+租賃儲能”光伏項目建設模式。
今年2月，江西省能源局發(fā)布的《關于進一步推進屋頂分布式光伏健康有序發(fā)展的通知》提出，鼓勵屋頂分布式光伏通過儲能等手段提高調(diào)峰能力。在電網(wǎng)承載力評估等級為黃色、紅色的區(qū)域，可通過配建儲能(包括租用、異地配儲等模式)、集中匯流等措施提高電網(wǎng)承載力。
4月19日，河南省發(fā)改委發(fā)布的《河南省農(nóng)村地區(qū)源網(wǎng)荷儲一體化項目實施細則（征求意見稿）》提出“分布式光伏集中匯流+儲能”的開發(fā)建設模式，要求綠電自用電量50%以上，剩余部分參與市場化交易；儲能配置50%*2h。
8月12日，江蘇省發(fā)改委印發(fā)《省發(fā)展改革委關于高質(zhì)量做好全省分布式光伏接網(wǎng)消納的通知》，未來將重點提升電網(wǎng)綜合承載能力，到2025年分布式光伏接網(wǎng)能力將擴容至50GW以上，到2030年將不低于80GW。
具體措施包括因地制宜發(fā)展分布式儲能，分布式光伏投資企業(yè)可自愿按照一定比例配建或租賃分布式儲能設施，并以聚合共建、租賃共享等模式集中統(tǒng)籌建設分布式電網(wǎng)側(cè)儲能。
通知明確，優(yōu)先就近就低接入電網(wǎng)，不具備低壓接入條件的地區(qū)，可通過匯流升壓至中、高壓配電網(wǎng)或在相應變電站（臺區(qū)）配置獨立儲能等方式改善接入條件，經(jīng)接入系統(tǒng)評估滿足電網(wǎng)安全要求后安排接入。
集中匯流是指將低壓區(qū)分散的分布式項目，集中匯至一臺或幾臺專用升壓變壓器，并入10千伏或35千伏等電網(wǎng)中壓區(qū)，以實現(xiàn)電力在更大范圍的消納。
在戶用光伏達到一定比例地區(qū)，推廣集中匯流模式，可實現(xiàn)臺區(qū)和線路增容，集中匯流后的光伏系統(tǒng)可配儲、可控、可調(diào)和參與市場。
臺區(qū)儲能是指安裝在配電臺區(qū)內(nèi)，用于動態(tài)擴容、平抑負荷波動和平滑臺區(qū)內(nèi)新能源發(fā)電輸出的儲能系統(tǒng)，可以使整個臺區(qū)變成一個穩(wěn)定的負荷或電源，從而提升配電網(wǎng)電能質(zhì)量和供電安全。
目前，戶用光伏多分布在用電量小且電網(wǎng)承載力弱的農(nóng)村地區(qū)，在電芯、系統(tǒng)等儲能設備價格持續(xù)下行的當下，在配電臺區(qū)增設儲能設備更具經(jīng)濟性、靈活性。
分布式臺區(qū)配儲既可提升分布式光伏就近消納的能力，同時也可解決配電低壓支線方向重過載和用戶過電壓的問題，實現(xiàn)臺區(qū)的彈性增容。
集中匯流與臺區(qū)儲能針對的問題不同，集中匯流解決的問題主要是臺區(qū)變壓器容量不足的問題，臺區(qū)配儲解決的是線路電量過剩、消納不足的問題，兩者搭配能解決臺區(qū)變壓器容量及消納問題，這也是越來越多的省份重點發(fā)展這一模式的原因。
從實際應用來看，2024年以來，臺區(qū)儲能的熱度持續(xù)高漲，多個標志性項目成功投運。
4月15日，國內(nèi)規(guī)模最大臺區(qū)分布式儲能項目在陜西西安近期投運。該項目總共部署安裝149套臺區(qū)分布式儲能設備，合計規(guī)模約14.1MW/30.0MWh，分布在西安市七個區(qū)縣內(nèi)的130個村中。
5月31日，石家莊市欒城區(qū)北趙臺柔性資源臺區(qū)儲能試點項目正式進入投運狀態(tài)，該項目是河北南網(wǎng)依托電力柔性資源聚合平臺建設的首個臺區(qū)儲能試點項目，項目建設規(guī)模為100千瓦/215千瓦時。
被越來越多省份推崇的集中匯流+臺區(qū)儲能模式是破解分布式光伏消納難的最優(yōu)解嗎？
顯然，現(xiàn)階段，這兩種模式仍存在諸多問題需要解決。
對于分布式光伏配置儲能，業(yè)內(nèi)一直存有爭議，集中式新能源強配儲能配而不用目前仍然突出，分布式光伏配置儲能會不會也存在這一問題仍需觀察，比如全額上網(wǎng)的380伏戶用光伏系統(tǒng)無法實現(xiàn)可調(diào)可控，部分地區(qū)不允許上網(wǎng)，配儲難度大。
有專家認為，各地方應取消要求分布式光伏配置儲能的要求，鼓勵利用好峰谷電價政策和輔助服務、容量市場等，將配置電化學儲能的意愿和決定權(quán)交由開發(fā)企業(yè)。
從各地發(fā)布的分布式光伏配儲政策來看，強制配儲的占少數(shù)，多以鼓勵為主，江蘇最新推出的政策則明確分布式光伏投資企業(yè)可自愿按照一定比例配建或租賃分布式儲能設施，體現(xiàn)了地方政策朝著合理、靈活的方向轉(zhuǎn)變。
也有觀點認為，除了配儲，還要推動分布式光伏參與電力現(xiàn)貨市場，通過競價促進消納、通過價格機制調(diào)節(jié)負荷，提高用戶主動采購綠電的意識。
江蘇前不久出臺的政策帶有一定的指向性和前瞻性，提出試點開展分布式光伏聚合參與省內(nèi)綠電交易，充分發(fā)揮電力市場機制作用，實現(xiàn)分布式光伏就近消納、高效消納。
就臺區(qū)配儲而言，現(xiàn)階段面臨著誰來投資、標準缺失、如何配置合理容量、設備差異化，售后維護難等多個問題，另外并網(wǎng)的政策及標準不明確，并網(wǎng)存在較大困難。
集中匯流配儲能模式中，集中匯流與儲能設備需同時匹配，投資成本較高，由于分布式光伏較為分散，開發(fā)周期長、開發(fā)難度較大，增加了分布式發(fā)電的并網(wǎng)成本，缺乏經(jīng)濟性。
資料顯示，開展集中匯流，需要增加的成本包括一次二次電氣化設備改造、靜止無功發(fā)生器的安裝、配置智能開關、新建升壓站，乃至加裝儲能等等，同時，每公里的送出線路建設也至少在20萬以上。
