驱动储能行业发展的是非水可再次生产的能源的穿透率和自身成本的下降，在储能行业发展初期，我们在描述电力系统对储能需求的时候，往往会列举风力、光伏的规划，以证明储能的市场机会，从而逐步形成了一个固定认知，即储能的需求约等于系统所需的增量“调峰”容量。
但随着分布式新能源的加快速度进行发展，可再次生产的能源对于电力系统的影响逐步从大系统（bulk system）转向配电网，从频率转向配电网各个节点的电压和热管理。当这些影响积累到某些特定的程度时，就将影响电网的稳定运行，出现弃电。如果新能源的特性不能够满足新阶段的要求，就会影响新能源的投资发展。
对于政策制定者来说，一方面要鼓励分布式新能源投资的积极性，让投资回报清晰、可预见，另一方面要维护电网的稳定安全运行，鼓励正确的技术路线，并为其制定合适的电价机制。
在实现“双碳”目标背景下，最近几年我国全力发展分布式新能源，最近一年多电池成本迅速下降，分布式新能源+储能是不是已经可以作为接下来分布式新能源发展的主要形式，引发业界关注。在分布式新能源+储能成为配电网侧供电的主力形式之前，需要先明确分布式新能源新的管理办法和上网电价机制。
本文将结合电化学储能电池的成本趋势和分布式新能源发展新阶段，探索电化学电池在分布式新能源发展新阶段中的定位，怎么来降低分布式新能源接入成本、提高自身经济性，支持新形势下分布式新能源健康、快速发展。
国家能源局多个方面数据显示，截至2023年底，中国分布式光伏电站累计并网容量约为2.5亿千瓦。2024年3月1日发布的《关于新形势下配电网高水平发展的指导意见》中精确指出，“到2025年，配电网网架结构更坚强清晰，供配电能力合理充裕；配电网承载力和灵活性明显提升，具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力”，这是官方关于“十四五”分布式新能源装机规划的明确目标。由于分布式新能源的主要形式为分布式光伏，可以粗略认为在2024—2025年两年内，我国的分布式光伏装机容量将翻一番。
当前，中东部地区所谓“红区”的范围慢慢的变大，因为承载力的问题，慢慢的变多的地区（以县区供电局为单位）暂停了分布式光伏的备案。同时，随着规模上升，传统的固定上网电价模式已经不适合接下来分布式光伏的发展。
2023年10月，国家发展改革委办公厅和国家能源局综合司联合发布了《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，指出“分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制”。国家能源局新能源和可再生能源司新能源处处长邢翼腾在年初的相关会议上也提到，分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，希望行业做好充分准备，积极参与。
电网承载力，是指在设备持续不过载和短路电流、电压偏差、谐波不超标条件下，电网接纳电源、负荷的最大容量。《分布式电源接入电网承载力评估导则》是我国现行的分布式新能源接入电网承载力评估的主要标准，它定义了配电网承载力各个评级的依据。评估范围有分布式电源消纳范围内的各电压等级电网，评估对象包括相应的输变电设备，评估计算包括热稳定计算，在此基础上进行电压偏差、短路电流、谐波等校核，确定供电区域内的承载等级和可新增分布式电源容量。评估等级可分为红、黄、绿三等。
目前“红区”或者受限的地区主要分布在山东、河南、河北、广东、东北等负荷比较集中的地区。怎么样看待“红区”和调峰容量不够的问题？二者是由可再次生产的能源穿透率提高带来的。前者的直接原因是在分布式光伏装机量增速较快较大的地区，倒送电量较多，带来反向重过载、电压越限等问题。在我国中东部分布式新能源发展较快的地区，很多区县如果不对电网进行增容、改造，已经没办法完成新增分布式光伏的接入，属于配电网层面的问题。而调峰容量不够则与整个电力系统的电源结构有关。
笔者认为，“红区”是分布式新能源发展带来的阶段性问题，需要从分布式新能源接入、调度等环节进行更多规范化管理。“红区”的问题如果解决好了，还能够继续承接更多的光伏。《关于新形势下配电网高水平发展的指导意见》里将提高“承载力”作为核心工作目标。类似地，国际电子与电气工程师协会（IEEE）也曾指出，2018年之前其工作重心在解决大系统的平衡问题上（调峰范畴），随着分布式新能源的发展，加大了分布式资源（DER）对配电网影响的相关研究和标准制定工作。日前，中国工程院院士王成山在相关研讨会上指出，强调负荷与新能源电力总量平衡，支撑区域电网功率平衡。但分层互动，解决分布式电源对配电系统影响问题，受关注度不够，意义同样重要。
“红区”的表现是分布式光伏带来“电压越限、反向重过载（热管理）和相应的二次回路（继电保护）误操作”等问题，能够理解成潮流方向从原来单一的电网向用户，转变为负荷和电网双向传输。降低倒送率是关键，所以我们在官方文件里面总是看到“本地消纳”的字眼。美国可再次生产的能源实验室（NREL）和澳大利亚能源市场运营机构（AEMO）对这样的一个问题都有明确的目的性的研究。
NREL认为分布式光伏给配电网带来的扰动包括过电压、欠电压、线路与变压器反向过载的问题，解决的手段包括降低连接到馈线上的光伏容量、弃光、升级电网（包括变压器、馈线和继保设备）和储能，当地的配电网公司应该要依据本地线路、电源和负荷的情况确定每个时间点各个电源返送电的上限，才可能正真的保证配电网的稳定安全。
AEMO认为，低压侧分布式光伏反送电到更高电压等级带来的问题，包括电压管理（配电网需要应对光伏大发对应的电压和夜晚负荷尖峰时的电压，二者的电压范围过大给配电网运行带来非常大的运行压力）、反向重过载带来的热管理问题及相应的二次回路问题。
从上面的介绍能够准确的看出，美国、澳洲分布式光伏穿透率较高的地区，对于分布式光伏给配电网带来的影响和我国官方文件的描述几乎一致。从发展新能源初衷的角度，弃光、少装光伏不是首选；而完全依赖电网升级改造，投资巨大。
2020年之前，研究中默认的锂电池采购成本大概在500美元每千瓦时，而现在已经到了800多元人民币（工商业储能柜的采购价格）。从成本的角度看，储能已经具备了支持分布式新能源发展的能力。
从技术角度看，储能在光伏倒送的时候充电，在分时电价高的时候向本地负荷放电（自发自用余电上网模式），或者在现货市场行情报价高的时候进行交易（全额上网模式），如果是纯粹地降低倒送率，在解决“红区”的问题上，可以跟储能竞争的技术路线几乎是没有的，当然我们在一些地方性的文件上看到鼓励分布式光伏和充电桩等新负荷装在一起，但这个做法对具体某一项目有意义，并不能解决普遍问题。
当分布式光伏上网电价完全体现电力商品属性，用户的分时电价与现货市场的价格联动，那么在我国中东部多地，午间大发的光伏上网电价大概率在0-0.2元/千瓦时之间，夜间负荷高峰时，储能向负荷或者电网放电，能轻松实现较好的经济性。
如果当地的分布式光伏穿透率较低，单纯地降低倒送率，且不考虑投资回报，答案很简单：装在台区变，在光伏倒送的时候充电，在晚间光伏无出力且负荷较大的时候放电。但如果继续安装更多的分布式光伏，且站在分布式光伏可持续发展的角度，作者觉得装在用户侧更合理。
从容量配置、投资所需成本的角度看，高比例分布式光伏的情况下，一条馈线或者一个台区变靠增配储能来解决倒送问题，与直接扩容的方法本质上没有区别，因为安装在这一个位置上的储能可以做的其他应用有限，即台区变储能的价值单一。
从市场主体身份、市场公平性的角度看，储能跟光伏装在一起更合理。目前山东提出了“云储能”概念，即在光伏倒送以外的时间，聚合台区变储能参与现货交易。陕西也做了类似示范项目。这就涉及到台区变储能的市场主体身份问题及相应的结算问题，台区变储能没有户号，不具备参与电力交易的资格，要专门为其设计一个市场主体身份并制定针对性的结算办法。在没有纳入输配电价之前，它也不算是电力基础设施的范畴；如果纳入输配电价，又涉及到电价扭曲、电力市场公平性问题。美国联邦能源监管委员会（FERC）从2016年开始为储能是否以电力基础设施存在开展过多次研讨，截至目前，只允许部分运营机构将储能纳入输配电价，但只能作为替代传统电网升级的手段，不允许参与电力交易。
AEMO认为在提高配电网承载力这样的一个问题上，储能安装在台区变和用户侧是两个潜在的选择，但作者觉得要遵守“谁投资谁受益”的原则，如果是电网投资，储能就要站在电力资产利用率、投资效率和提高电网柔性的角度向电网提供服务；如果是电力用户或者分布式光伏投资，储能的运行方式就要站在分布式光伏满足并网要求、自身经济性运营的角度考虑。
在光伏发展早期阶段，各国为了调动投资积极性，设计了各种鼓励投资的优惠政策。如今光伏慢慢的变成了我国第二大电源，新版全额保障办法的出台，意味着光伏的价格将由市场供需决定。电力供需关系是由时间决定的，即光伏一度电的市场行情报价取决于这一度电是何时被用掉的。从这个方面来说，分布式新能源要实现更高的价值，配置储能是唯一的选择。最近一两年，各地不断调整分时电价，很大程度上是想通过电价信号引导负荷迎合新能源发电，作者觉得单纯地通过电价信号引导买家作用有限，卖家也要根据真正反应供需关系的电价信号调整自己的电力供应。
调整光伏上网电价的呼声很高，但关闭一扇门的时候，也要为分布式新能源打开一扇窗。因为一旦上网电价调整为分时上网电价，类似于加州于2023年执行的NEM3.0（Net billing meter），既有和新增分布式光伏项目的上网电量收益将会明显减少，进而影响项目的整体收益。不过，美国加州公用事业委员会（CPUC）和相关的产业公司明确说，NEM3.0的定价政策客观上鼓励分布式光伏项目配储，这样才可能提升项目的经济性。
对于政策制定者来说，在制定分布式新能源上网电量参与市场规则的同时，要考虑到接下来新的发展模式。基于目前储能的制造成本，笔者建议在考虑调整上网电价的同时，研究在满足电网运行要求的前提下，光储联合运行的经济性，并设计相关制度。
在这方面，河南省走在了最前面。2024年4月19日，河南省发展改革委公布了《河南省工业公司源网荷储一体化项目实施细则（征求意见稿）》等三个实施细则，作者觉得这是国内工商业光储一体化运行配电网接入、参与电力交易示范项目的开始，预计会有更多省份跟随。具体地，作者觉得工商业光储联合运行的模式如下：
针对于某个并网点倒送电量带来的扰动（电压、电力设备热管理相关参数超出正常工作范围的情况），当地供电局根据对应负荷的变化，计算出该并网点各个时刻（每小时）可接受的倒送负荷（kW），如图8。再根据规则，比如按照装机容量比例或者先进后出等原则，公平地将“限发操作票”（export limiting operation envelop）以曲线的形式发给该并网点下游的每个分布式新能源，如图9，以保证并网点处于安全的工作范围。
每个分布式新能源运营方要在遵守“限发操作票”的范围内制定合理的运行方式，可选择安装储能、经济性弃电，或调整、增加新的负荷，以保证分布式新能源项目的经济性最佳。选择何种方式，取决于光伏的上网电价、当地的分时电价、储能电池的成本、分布式光伏装机容量和自身负荷的比例情况。
限发操作票的做法，对于分布式光伏较为发达、集中的地区来说，是继续发展分布式新能源的必然选择。作者觉得这一环节和分布式新能源上网电价调整对于储能应用于分布式光伏的进程至关重要，应该加快这两方面相关可执行细则的出台。
● 政府根据当地电力供需关系，制定合理的分时电价和光伏上网电价机制，要让这两个价格和电力批发商业市场价格联动起来。为了市场和投资的稳定，现阶段可以效仿现货市场启动前模拟试运行的方式，通过模拟的方式给相关企业释放明确的价格信号，便于企业制定对应的解决方案。同时，国家要尽快确定激励机制的底层逻辑和重要参数，如自用率或者电池充电来源自本地光伏的百分比是核心参数。美国针对光储的ITC退税政策中规定，储能充电来源中，本地光伏所占百分比越高，越能拿到高退税补偿，这个参数是解决方案中很重要的一个边界条件，能够有效指导最终的方案。国家应该要针对这个参数，出台激励机制或者强制标准，保证各分布式光伏项目之间的公平性。
●当地供电公司从配电网运行的角度制定光储联合运营的调度方式。尽快制定“限发操作票”的指导方法和并网规则，尽快明确光储并网的标准和运行方式，保证电网安全运作的同时，让分布式新能源公平地享受电网资源。
●相关企业在上述两点框架内，合理选择客户，制定源网荷储优化运行模式。提高自身项目开发和运营的能力，真正服务于新能源投资，降低客户的电费支出，提升客户抵御极端天气的能力，更好地服务于电力系统。
这几年由于发电侧强制配储政策，储能的经济性和利用率问题还没有正真获得有效解决，大家一致认为储能是新能源发展过程中的“拖油瓶”，这是认知上的误区。一是储能的成本在过去一年多里降低了一半，二是新能源发展迅猛，带来的问题越来越尖锐，对储能的需求日益强烈。要分清哪一些问题是储能自身的短板（如日间、季节性储能尚处于早期阶段），哪些是因没用好储能，或市场设计、基础研究投入不足造成的。
现阶段，储能行业迎来了新的市场机遇。成本下降是行业发展的最大底气，在分布式新能源的加速发展下，应该有信心做出好的商业模式。储能行业应把重心从卖设备转向对市场设计、价值量化工具、人工智能集成等解决方案的投入。同时，分布式资源接入电网要建立相关的标准、模型、通讯协议，以及参与市场的规则、监督管理机制等，而用户侧储能可以服务于用户，也可以服务于配电网，参与电力交易。如何让储能有机地集成到电网中，服务于各个主体，是一个复杂而漫长的过程，现在才起步摸索，仍需要各方的共同努力。
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