分布式光伏和储能深度融合的市场前景和经济性分析

 2018年7月2日-4日，由上海逍天电子科技有限公司和华东储能领跑者联盟(EESA)联合主办的“2018中国国际光储充大会”于上海佘山茂御臻品之选酒店举行。国家电网中国电力科学研究院，新能源所储能应用技术研究室主任杨波，就分布式光伏和储能融合应用相关问题与政策做了分享。

报告从政策的层面，还有电网能力的方面，以及以后电力市场调节发展的几个大方向上，介绍了一下分布式的出路。他认为分布式和储能深度融合是有前景，而且是一个方向。另外分布式光伏应用过程中，刚刚发布的这个文件《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》要把峰谷电价差拉大，也是分布式光伏和储能融合的一个机遇和条件。以下是演讲及报告内容。

在这里和大家交流一下对分布式光伏和储能应用相关的见解和认识。报告内容是在储能大规模应用方面，技术方面不存在大的瓶颈、主要是介绍政策方面的内容。

一、分布式光伏的发展现状及问题

从07年慢慢开始推太阳能，13年的度电补贴直到今年“531”有一些变化。这几年中国的光伏发展全球瞩目，目前的装机容量已经是全球第一了，而且这个装机容量的速度远远超过其他国家，近5年在光伏界的发展，应该是引以为傲的5年。

1.1 光伏发展规模

2017年光伏的总装机达到1.34亿千瓦，应该说光伏在17年的发展是非常快的。如果没有今年“531”的政策的话，在我的判断下分布式光伏应该会达到30GW，或者会超过30GW。但是今年“531”确实对这个行业的发展引起了很大的变化，但是总体来说我还是比较乐观的。今年在“531”之前，分布式光伏达到19.5GW，从国家各方面政策来说，促进光伏方面的发展，对集中式的光伏总量还是慢慢控制的。

1.2光伏补贴政策

“金太阳工程”的标杆电价从开始的4元/KWh降到1元/KWh，成本的下降是规模的发展导致的正常的情况。现在一类地区0.5元，二类地区0.6元，三类地区0.7元分布式光伏这块降到0.32元，光伏补贴的下降情况相对来说是比较少的。

1.3户用光伏的发展

跟前面一类地区相比，国家对于光伏的补贴政策，应该有个明显的倾向性，光伏资源集中丰富地区、向欠发达的地区发展。最近现状是负荷比较集中，便于消纳、便于生产和消费平衡的地方发展比较快，由西部向东部倾斜，由集中式向分布式倾斜，国家正在进行引导。特别是从17年开始，户用的光伏发展非常快，原计划18年达到10 GW，像江苏发展特别快，连云港整个片区一起做，都是几十兆、上百兆的，装机规模非常大。徐州地区第一季度已经达到了15万千瓦的光伏的装机，如果正常发展，会达到50万千瓦的装机，甚至超过50万。全江苏一年就达到600万千瓦左右，这个装机速度非常快。但是“531”的政策，对光伏发展影响非常大。

之前在青海地区，也是对集中式光伏发展存在一些疑虑。本来做一些检测，或者储能配套，他们也在考虑这些问题，会不会对产业有所影响?对集中式的发展影响也比较大，国家对集中式的规模的指标的审批卡的比较紧，但是分布式的光伏我觉得还是挺乐观的。13年我们做度电补贴开始，我们的成本降了多少?我们13年的时候，成本是8000元/KW，现在的装机成本是4000-4500/KW，装机成本已经下来这么多，度电补贴这么多年就没有做大幅的下降，也就是下降了1毛钱。我觉得成本来说，平价上网还是有很多应用和发展空间的。现在我们江苏工商业白天的电价折合下来9毛钱，你用4块多钱的装机，现在的电价收益比16年的还是要高的。但是户用光伏存在一些问题，现在3毛多钱，没有国家补贴非常难。但是国家对户用光伏没有完全锁死。总体来说今天来说大家对光伏的发展有点悲观，度过了这一关，分布式光伏还是大有可为的。

二、储能在分布式光伏发电中的应用

2.1分布式光伏特点

分布式光伏大规模装机接入，可能存在一些问题，主要是类型多样，分散多点布置、独立控制，接入电压等级低，存在单相运行等。而其出力也有周期性、随机性、波动性的特点。

2.2高比例分布式光伏的问题——电能质量

自身的波动性会存在一些问题，第一个是电能质量的问题。有两个方面，一个是多级并联，存在谐波放大的问题，第二个存在一些电压的闪变，导致一些电压的问题。

2.3高比例分布式光伏的问题——功率因数和无功配置

分布式光伏接入会降低系统功率因数，配电网接入的光伏发电单元功率因数应具备可调能力、配置无功功率。若要光伏自身进行无功补偿则会影响有功输出，影响经济效益。

2.4高比例分布式光伏的问题——对配网局部电压稳定

另外最主要的还是对电压的影响，分布式光伏如果装机比例过高，特别是配网层面，电阻远远大于电容，阻抗率变成电阻大于电抗，它对电压的影响是比较大的。装机比例过高的话，对末端的弹性是有影响的。有一些像金展(音)，做光伏的扶贫，包括重庆也有扶贫的项目，已经有这种明显的情况，就是在末端电网电压抬升，导致用电的负荷，因为电压过高，导致设备安全方面的问题。重庆政府要求重庆公司拿出解决方案，怎么解决线路电压抬升过高的问题，安徽也有这些要求，因为扶贫工程是政府的工程，所以这块还要保证它的发电率，同时要保证它的安全。

2.5储能提高分布式光伏的消纳

总的来说，如果说分布式装机比例过高，肯定是对电网的安全产生了一些影响，这就是储能在光伏里面需要解决的一些问题。一个是储能在里面装了，可以解决三相不平衡，现在电网公司三相不平衡的问题也是比较关注。电价涨价也是国网公司18年的关注。另外储能可以解决电压的抬升问题，是目前最有效的途径。

储能在分布式光伏里面的安装，主要有两个方式，一个是集中式的，还有分布式的，现在目前分布式的多一些，包括江苏和河南也在做电网侧的应用，分布式通过多点布置，多点控制共同解决电网中的一些问题。分布式的储能我们推荐还是用光储一体化的集中控制，现在有一些光储一体机在国外应用的比较多，但是在国内目前还是慢慢接受中。

2.6光储微电网系统

另外就是光储微电网的发展，微电网已经不是一个新的概念了，现在从交流的微电网和直流的微电网，虽然说当中经过了一些发展曲折的过程，像江苏刚刚出了一个关于分布式能源微电网的推进意见，我们跟江苏省能源院交流过，为什么促进这方面的发展?其实从政府来说，前面是做配电网的改革，包括多能互补的示范工程的改革，都希望能做到能源的就地生产、就地消纳、就地平衡的发展趋势，但是前面的浙江配电网的发展，其实没有达到政府的要求，还是以电网的建设为主，没有达到能源就地生产、消费和就地平衡的要求。这也是浙江省政府推出分布式能源微电网，促进分布式能源微电网发展建议的一个方针，他们还是在这里面要促进，特别是江苏能源局，特别希望能够建设分布式能源，做到就地的消纳，就地的平衡，我觉得后面还是大有前景的。增加配电网是国家大力在推的事情，所以还是大有机会的。微电网是解决分布式能源消纳的最好的方式。

现在分布式发电和微网技术将向即插即用、多能源互补、储能深度融合、梯级利用、主动支撑电网和双向互动这些方面发展。

三、储能在分布式光伏发电中的解决方案

3.1储能的有关政策

再说说现在储能的相关政策，国外的话储能还是发展很快的，像德国、澳大利亚、日本都在做一些储能的补贴政策。但是国外的储能为什么发展快?我想它这里面有一些跟国内的情况不太一样，光伏电价、上网电价远远小于用电的电价，所以他宁可自发自用，也比你上网高，像德国为什么储能能发展起来?这是最基本的条件。国内在户用侧为什么发展不起来?我们用户层面的上网电价太低了，价格差比较小，这块要得到盈利模式太难了，所以这块我们一直发展不起来。我觉得在一些场合，工商业的场合现在已经有一些应用的场景了。

3.2储能的成本分析

价格这方面，应该说储能的价格和光伏的价格下降得特别快，包括液流电池。比亚迪的铁锂的电池，现在包括电池，包括变压器和集装箱，主体设备的价格下来，大概1600到1700一个千瓦时。在规定的条件下面，充放可以达到8千次，小心用、慢慢用可以达到5千次。按照这个条件在电网里面能够找到很多的应用场景，包括江苏的峰谷电价差在7毛5，湖北在8到9毛钱，包括上海和北京的有些工商业的峰谷价差在一块钱，你在这种情况下，完全可以找到应用场景。这里面的应用场景慢慢发掘，我觉得可以找到很多应用场景。今后分布式光伏还是最大的应用市场，现在看不出来，但是分布式光伏装机非常快，特别是“531”政策之后，前面有个分布式光伏的深化交易，从这里面完全可以找到一些应用的场景。

刚才说的储能价格的下降，现在我们储能的装机规模和产能确实非常大。以前在动力电池上面完全消纳不了这么大的产能，电动汽车的市场大概也就是每年50 GWh的消纳市场，多出来的产能空间在哪里消纳?也就是备用电源能消纳这么多电。很多像铅酸电池的市场已经慢慢被锂电池取代了，后面电网的应用估计锂电池也是很大的市场。

分布式光伏从技术上也是可以接受的消纳方案，从成本上也是可行的方案。前面国家推行微电网功能政策，包括能源互联网，最近的关于开展分布式发电市场化交易的一个通知，包括江苏省促进分布式微电网的建议指导意见，这几个都是跟储能息息相关的政策。如果平价上网之后加储能也没有空间，现在如果我们分布式光伏工商业还是9毛钱的电价，如果自发自用，光伏目前的装机成本绝对可以有空间的。应该可以说可能还是4到5年，6年左右能够收回来。如果加上储能，盈利空间在什么地方?就在分布式光伏发电交易化，可以隔墙售电。如果全上网，有7毛钱的价差，目前来看，储能绝对完全能抵消这个成本。分布式光伏加储能，白天发电用不了存起来，晚上再用。江苏还是一块一毛的高峰电价，你可以存起来，这里面有8毛钱的价差。我自己用不了，我存起来给旁边用，人家还是9毛钱、1块钱的电价，你给他打个9折，8毛多、9毛钱的收益，一定是在这里面寻找空间，而且装机容量多了一定是这样。按照成本，还是会快速发展，平价上网之后，分布式光伏仍然会快速发展。再这之后隔墙售电，分布式光伏的储能的应用，绝对会带来一些场景。

四、结论

德国光伏的今天，可能说这个话有点过了，因为中国光伏的今天已经超过了德国。但是分布式光伏中国跟德国还是有点差别的，装机比、装机容量，包括渗透量还是有差别。光伏里面，分布式光伏里面配储能，德国的今天就是我们中国的明天。

“531”政策，我觉得改变不了中国光伏发展的趋势，工商业的电价足以支撑分布式光伏。

高比例分布式光伏快速发展引发光储发展的必要性。江苏所有的公司都担心这么多电量怎么消纳?不能拉闸限电，怎么解决技术问题加储能?大家可以再商讨，再建议，或者觉得可行的方案。

光伏和储能成本的下降，使光储发展存在经济可行性。

光伏和储能深度融合，应该是光伏发展的必然方向。

我们国内储能从2016年开始慢慢起步，前期的项目包括研究和示范都是科技示范为主，不具备商业盈利模式。但从去年开始储能走向了小规模的应用，都是围着商业模式、围绕着盈利，以具体的工程项目出发，这不仅仅依赖于技术的研究进步，而且还具备了商业价值的探索条件。

1.电网侧

从电网侧来说，包括去年、今年开始发展，从江苏跟河南公司在做电网侧的储能项目。江苏在镇江建了8个储能电站，合起来是200兆瓦时的储能项目，在7月12号之前要求并网。这里边可能不具备商业价值，但是从江苏省公司的规划来说，今年、明年、后年都是具备大概20万左右的规模，200兆瓦的规模来建设和规划。而且河南省公司16个电站，100兆瓦的规模也在试点。很多电网公司也非常积极，开始考虑做电网侧储能的项目，包括湖南、湖北，包括福建都在考虑这些事情。这个可能不见得是商业价值，但是它可能是保障电网的安全和保障电网的多种支撑的方面来出发的。电网公司只要成本可控之内，还是愿意做这些事情。江苏从16年开始做储能项目，到去年年底已经做了400兆瓦时的项目，今年已经达到800兆瓦时。江苏的峰谷价差原来是7毛5，用户的峰谷价差是7毛6，峰谷价差降了一毛钱。铁锂跟铅碳来说，整个生命周期内，它是要有盈利空间的，所以为什么铅碳厂家积极在做这个事情?刚才江苏的8个储能电站的招标，价格已经降的很厉害了，给电池电芯的价格在8毛钱左右。BMS的价格基本上在8毛钱以下了，整个系统成本控制在1.6到1.7元/Wh，这个价格已经很低了。后面还有下降的空间，随着产能的不断扩张，价格肯定要下来。系统集成两三年之内我估计在1.4到1.5元。而且现在性能也在提升，有的厂家说充放次数已经到一万到一万五千次，我觉得7到8千次很多的厂家还是能够做到的。在控制硬性环境的之下，7千到8千的寿命还是能够达到。在整个建造成本之下，大家可以推测很多地方还是有应用场景。

2.发电侧

在山西发电侧，从发电跟火电配和来说，大概已经有6个项目并网，这6个项目基本上都挣钱了，盈利率还是蛮高的。然后在青海也是，刚才我说到1.15元的上网电价，格尔木地区是15%的弃光率。如果装储能，还是有很大的空间。锂电现在是4到5毛钱的成本，按照刚才的成本来算，这块我觉得还是有盈利空间的。很多在于应用场合的探索和寻求一些新的应用场景，另外从政策来说，国家政府也是在鼓励和支持这方面的事情。像分布式光伏的交易，平价电网以后，仍然有一些发展的空间，可能现在有些迷茫，以后的发展趋势还是明确的。刚才祁总说的很清楚，光伏的价格去年在海西格尔木地区已经到0.31元了，后面的成本可以控制到1.2元到1.3元，我觉得完全有发展空间，光伏的平价上网是淘汰技术劣势的企业，看到一些真正好的企业生存下来，有比较好的发展的机会，也是光伏后面长期发展的机会，也是储能一个发展的机会。

(整理自杨波演讲，未经本人确认)