2018年7月2日-4日，由上海逍天電子科技有限公司和華東儲能領跑者聯盟(EESA)聯合主辦的“2018中國國際光儲充大會”於上海佘山茂御臻品之選酒店舉行。國家電網中國電力科學研究院，新能源所儲能應用技術研究室主任楊波，就分佈式光伏和儲能融合應用相關問題與政策做了分享。
報告從政策的層面，還有電網能力的方面，以及以後電力市場調節發展的幾個大方向上，介紹了一下分佈式的出路。他認為分佈式和儲能深度融合是有前景，而且是一個方向。另外分佈式光伏應用過程中，剛剛發佈的這個文件《關於創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》要把峰谷電價差拉大，也是分佈式光伏和儲能融合的一個機遇和條件。以下是演講及報告內容。
在這裡和大家交流一下對分佈式光伏和儲能應用相關的見解和認識。報告內容是在儲能大規模應用方面，技術方面不存在大的瓶頸、主要是介紹政策方面的內容。
一、分佈式光伏的發展現狀及問題
從07年慢慢開始推太陽能，13年的度電補貼直到今年“531”有一些變化。這幾年中國的光伏發展全球矚目，目前的裝機容量已經是全球第一了，而且這個裝機容量的速度遠遠超過其他國家，近5年在光伏界的發展，應該是引以為傲的5年。
1.1 光伏發展規模
2017年光伏的總裝機達到1.34億千瓦，應該說光伏在17年的發展是非常快的。如果沒有今年“531”的政策的話，在我的判斷下分佈式光伏應該會達到30GW，或者會超過30GW。但是今年“531”確實對這個行業的發展引起了很大的變化，但是總體來說我還是比較樂觀的。今年在“531”之前，分佈式光伏達到19.5GW，從國家各方面政策來說，促進光伏方面的發展，對集中式的光伏總量還是慢慢控制的。
1.2光伏補貼政策
“金太陽工程”的標杆電價從開始的4元/KWh降到1元/KWh，成本的下降是規模的發展導致的正常的情況。現在一類地區0.5元，二類地區0.6元，三類地區0.7元分佈式光伏這塊降到0.32元，光伏補貼的下降情況相對來說是比較少的。
1.3戶用光伏的發展
跟前面一類地區相比，國家對於光伏的補貼政策，應該有個明顯的傾向性，光伏資源集中豐富地區、向欠發達的地區發展。最近現狀是負荷比較集中，便於消納、便於生產和消費平衡的地方發展比較快，由西部向東部傾斜，由集中式向分佈式傾斜，國家正在進行引導。特別是從17年開始，戶用的光伏發展非常快，原計劃18年達到10 GW，像江蘇發展特別快，連雲港整個片區一起做，都是幾十兆、上百兆的，裝機規模非常大。徐州地區第一季度已經達到了15萬千瓦的光伏的裝機，如果正常發展，會達到50萬千瓦的裝機，甚至超過50萬。全江蘇一年就達到600萬千瓦左右，這個裝機速度非常快。但是“531”的政策，對光伏發展影響非常大。
之前在青海地區，也是對集中式光伏發展存在一些疑慮。本來做一些檢測，或者儲能配套，他們也在考慮這些問題，會不會對產業有所影響?對集中式的發展影響也比較大，國家對集中式的規模的指標的審批卡的比較緊，但是分佈式的光伏我覺得還是挺樂觀的。13年我們做度電補貼開始，我們的成本降了多少?我們13年的時候，成本是8000元/KW，現在的裝機成本是4000-4500/KW，裝機成本已經下來這麼多，度電補貼這麼多年就沒有做大幅的下降，也就是下降了1毛錢。我覺得成本來說，平價上網還是有很多應用和發展空間的。現在我們江蘇工商業白天的電價摺合下來9毛錢，你用4塊多錢的裝機，現在的電價收益比16年的還是要高的。但是戶用光伏存在一些問題，現在3毛多錢，沒有國家補貼非常難。但是國家對戶用光伏沒有完全鎖死。總體來說今天來說大家對光伏的發展有點悲觀，度過了這一關，分佈式光伏還是大有可為的。
二、儲能在分佈式光伏發電中的應用
2.1分佈式光伏特點
分佈式光伏大規模裝機接入，可能存在一些問題，主要是類型多樣，分散多點佈置、獨立控制，接入電壓等級低，存在單相運行等。而其出力也有周期性、隨機性、波動性的特點。
2.2高比例分佈式光伏的問題——電能質量
自身的波動性會存在一些問題，第一個是電能質量的問題。有兩個方面，一個是多級並聯，存在諧波放大的問題，第二個存在一些電壓的閃變，導致一些電壓的問題。
2.3高比例分佈式光伏的問題——功率因數和無功配置
分佈式光伏接入會降低系統功率因數，配電網接入的光伏發電單元功率因數應具備可調能力、配置無功功率。若要光伏自身進行無功補償則會影響有功輸出，影響經濟效益。
2.4高比例分佈式光伏的問題——對配網局部電壓穩定
另外最主要的還是對電壓的影響，分佈式光伏如果裝機比例過高，特別是配網層面，電阻遠遠大於電容，阻抗率變成電阻大於電抗，它對電壓的影響是比較大的。裝機比例過高的話，對末端的彈性是有影響的。有一些像金展(音)，做光伏的扶貧，包括重慶也有扶貧的項目，已經有這種明顯的情況，就是在末端電網電壓抬升，導致用電的負荷，因為電壓過高，導致設備安全方面的問題。重慶政府要求重慶公司拿出解決方案，怎麼解決線路電壓抬升過高的問題，安徽也有這些要求，因為扶貧工程是政府的工程，所以這塊還要保證它的發電率，同時要保證它的安全。
2.5儲能提高分佈式光伏的消納
總的來說，如果說分佈式裝機比例過高，肯定是對電網的安全產生了一些影響，這就是儲能在光伏裡面需要解決的一些問題。一個是儲能在裡面裝了，可以解決三相不平衡，現在電網公司三相不平衡的問題也是比較關注。電價漲價也是國網公司18年的關注。另外儲能可以解決電壓的抬升問題，是目前最有效的途徑。
儲能在分佈式光伏裡面的安裝，主要有兩個方式，一個是集中式的，還有分佈式的，現在目前分佈式的多一些，包括江蘇和河南也在做電網側的應用，分佈式通過多點佈置，多點控制共同解決電網中的一些問題。分佈式的儲能我們推薦還是用光儲一體化的集中控制，現在有一些光儲一體機在國外應用的比較多，但是在國內目前還是慢慢接受中。
2.6光儲微電網系統
另外就是光儲微電網的發展，微電網已經不是一個新的概念了，現在從交流的微電網和直流的微電網，雖然說當中經過了一些發展曲折的過程，像江蘇剛剛出了一個關於分佈式能源微電網的推進意見，我們跟江蘇省能源院交流過，為什麼促進這方面的發展?其實從政府來說，前面是做配電網的改革，包括多能互補的示範工程的改革，都希望能做到能源的就地生產、就地消納、就地平衡的發展趨勢，但是前面的浙江配電網的發展，其實沒有達到政府的要求，還是以電網的建設為主，沒有達到能源就地生產、消費和就地平衡的要求。這也是浙江省政府推出分佈式能源微電網，促進分佈式能源微電網發展建議的一個方針，他們還是在這裡面要促進，特別是江蘇能源局，特別希望能夠建設分佈式能源，做到就地的消納，就地的平衡，我覺得後面還是大有前景的。增加配電網是國家大力在推的事情，所以還是大有機會的。微電網是解決分佈式能源消納的最好的方式。
現在分佈式發電和微網技術將向即插即用、多能源互補、儲能深度融合、梯級利用、主動支撐電網和雙向互動這些方面發展。
三、儲能在分佈式光伏發電中的解決方案
3.1儲能的有關政策
再說說現在儲能的相關政策，國外的話儲能還是發展很快的，像德國、澳大利亞、日本都在做一些儲能的補貼政策。但是國外的儲能為什麼發展快?我想它這裡面有一些跟國內的情況不太一樣，光伏電價、上網電價遠遠小於用電的電價，所以他寧可自發自用，也比你上網高，像德國為什麼儲能能發展起來?這是最基本的條件。國內在戶用側為什麼發展不起來?我們用戶層面的上網電價太低了，價格差比較小，這塊要得到盈利模式太難了，所以這塊我們一直髮展不起來。我覺得在一些場合，工商業的場合現在已經有一些應用的場景了。
3.2儲能的成本分析
價格這方面，應該說儲能的價格和光伏的價格下降得特別快，包括液流電池。比亞迪的鐵鋰的電池，現在包括電池，包括變壓器和集裝箱，主體設備的價格下來，大概1600到1700一個千瓦時。在規定的條件下面，充放可以達到8千次，小心用、慢慢用可以達到5千次。按照這個條件在電網裡面能夠找到很多的應用場景，包括江蘇的峰谷電價差在7毛5，湖北在8到9毛錢，包括上海和北京的有些工商業的峰谷價差在一塊錢，你在這種情況下，完全可以找到應用場景。這裡面的應用場景慢慢發掘，我覺得可以找到很多應用場景。今後分佈式光伏還是最大的應用市場，現在看不出來，但是分佈式光伏裝機非常快，特別是“531”政策之後，前面有個分佈式光伏的深化交易，從這裡面完全可以找到一些應用的場景。
剛才說的儲能價格的下降，現在我們儲能的裝機規模和產能確實非常大。以前在動力電池上面完全消納不了這麼大的產能，電動汽車的市場大概也就是每年50 GWh的消納市場，多出來的產能空間在哪裡消納?也就是備用電源能消納這麼多電。很多像鉛酸電池的市場已經慢慢被鋰電池取代了，後面電網的應用估計鋰電池也是很大的市場。
分佈式光伏從技術上也是可以接受的消納方案，從成本上也是可行的方案。前面國家推行微電網功能政策，包括能源互聯網，最近的關於開展分佈式發電市場化交易的一個通知，包括江蘇省促進分佈式微電網的建議指導意見，這幾個都是跟儲能息息相關的政策。如果平價上網之後加儲能也沒有空間，現在如果我們分佈式光伏工商業還是9毛錢的電價，如果自發自用，光伏目前的裝機成本絕對可以有空間的。應該可以說可能還是4到5年，6年左右能夠收回來。如果加上儲能，盈利空間在什麼地方?就在分佈式光伏發電交易化，可以隔牆售電。如果全上網，有7毛錢的價差，目前來看，儲能絕對完全能抵消這個成本。分佈式光伏加儲能，白天發電用不了存起來，晚上再用。江蘇還是一塊一毛的高峰電價，你可以存起來，這裡面有8毛錢的價差。我自己用不了，我存起來給旁邊用，人家還是9毛錢、1塊錢的電價，你給他打個9折，8毛多、9毛錢的收益，一定是在這裡面尋找空間，而且裝機容量多了一定是這樣。按照成本，還是會快速發展，平價上網之後，分佈式光伏仍然會快速發展。再這之後隔牆售電，分佈式光伏的儲能的應用，絕對會帶來一些場景。
四、結論
德國光伏的今天，可能說這個話有點過了，因為中國光伏的今天已經超過了德國。但是分佈式光伏中國跟德國還是有點差別的，裝機比、裝機容量，包括滲透量還是有差別。光伏裡面，分佈式光伏裡面配儲能，德國的今天就是我們中國的明天。
“531”政策，我覺得改變不了中國光伏發展的趨勢，工商業的電價足以支撐分佈式光伏。
高比例分佈式光伏快速發展引發光儲發展的必要性。江蘇所有的公司都擔心這麼多電量怎麼消納?不能拉閘限電，怎麼解決技術問題加儲能?大家可以再商討，再建議，或者覺得可行的方案。
光伏和儲能成本的下降，使光儲發展存在經濟可行性。
光伏和儲能深度融合，應該是光伏發展的必然方向。
我們國內儲能從2016年開始慢慢起步，前期的項目包括研究和示範都是科技示範為主，不具備商業盈利模式。但從去年開始儲能走向了小規模的應用，都是圍著商業模式、圍繞著盈利，以具體的工程項目出發，這不僅僅依賴於技術的研究進步，而且還具備了商業價值的探索條件。
1.電網側
從電網側來說，包括去年、今年開始發展，從江蘇跟河南公司在做電網側的儲能項目。江蘇在鎮江建了8個儲能電站，合起來是200兆瓦時的儲能項目，在7月12號之前要求併網。這裡邊可能不具備商業價值，但是從江蘇省公司的規劃來說，今年、明年、後年都是具備大概20萬左右的規模，200兆瓦的規模來建設和規劃。而且河南省公司16個電站，100兆瓦的規模也在試點。很多電網公司也非常積極，開始考慮做電網側儲能的項目，包括湖南、湖北，包括福建都在考慮這些事情。這個可能不見得是商業價值，但是它可能是保障電網的安全和保障電網的多種支撐的方面來出發的。電網公司只要成本可控之內，還是願意做這些事情。江蘇從16年開始做儲能項目，到去年年底已經做了400兆瓦時的項目，今年已經達到800兆瓦時。江蘇的峰谷價差原來是7毛5，用戶的峰谷價差是7毛6，峰谷價差降了一毛錢。鐵鋰跟鉛碳來說，整個生命週期內，它是要有盈利空間的，所以為什麼鉛碳廠家積極在做這個事情?剛才江蘇的8個儲能電站的招標，價格已經降的很厲害了，給電池電芯的價格在8毛錢左右。BMS的價格基本上在8毛錢以下了，整個系統成本控制在1.6到1.7元/Wh，這個價格已經很低了。後面還有下降的空間，隨著產能的不斷擴張，價格肯定要下來。系統集成兩三年之內我估計在1.4到1.5元。而且現在性能也在提升，有的廠家說充放次數已經到一萬到一萬五千次，我覺得7到8千次很多的廠家還是能夠做到的。在控制硬性環境的之下，7千到8千的壽命還是能夠達到。在整個建造成本之下，大家可以推測很多地方還是有應用場景。
2.發電側
在山西發電側，從發電跟火電配和來說，大概已經有6個項目併網，這6個項目基本上都掙錢了，盈利率還是蠻高的。然後在青海也是，剛才我說到1.15元的上網電價，格爾木地區是15%的棄光率。如果裝儲能，還是有很大的空間。鋰電現在是4到5毛錢的成本，按照剛才的成本來算，這塊我覺得還是有盈利空間的。很多在於應用場合的探索和尋求一些新的應用場景，另外從政策來說，國家政府也是在鼓勵和支持這方面的事情。像分佈式光伏的交易，平價電網以後，仍然有一些發展的空間，可能現在有些迷茫，以後的發展趨勢還是明確的。剛才祁總說的很清楚，光伏的價格去年在海西格爾木地區已經到0.31元了，後面的成本可以控制到1.2元到1.3元，我覺得完全有發展空間，光伏的平價上網是淘汰技術劣勢的企業，看到一些真正好的企業生存下來，有比較好的發展的機會，也是光伏後面長期發展的機會，也是儲能一個發展的機會。
(整理自楊波演講，未經本人確認)
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