用户侧分布式储能经济性优于供应侧 电网应选择“融合”而不是“脱网”

在分布式能源系统引入储能设备，有效地实现需求侧管理，减小负荷峰谷差，降低供电成本，将对传统的能源消费方式等方面带来革命性变化。

当前，积极推进能源转型、抢占新一轮技术和经济制高点已成为世界各国共识，而“分布式能源+储能”系统开发利用模式受到广泛重视，各国纷纷出台政策予以扶持，“分布式能源+储能”系统处在飞速发展阶段，储能与分布式的结合已经开始显著减少发达国家电网的销售量，引发“负荷脱网”甚至是“用户脱网”现象，给能源系统带来革命性的改变。

“分布式能源+储能”系统特点及对能源转型的意义

分布式能源是相对于传统的集中供能方式而言的，是一种将冷、热、电系统以小规模、模块化、分散式的方式布置在用户附近，可独立地输出冷、热、电能的系统。分布式能源灵活性高且适于许多应用领域，包括电力、机械能源和推进系统，可独立工作或在集成式网络内一起工作，以满足大型和小型能源用户的需求。分布式能源系统离不开储能系统的辅助，以分布式光伏为例，虽然每台装机容量并不大，但数量多了依然会对电网造成不小的冲击，为保证电网的稳定与安全，便需要配套的储能装置进行调节。此外，分布式电站成千上万，不同时间、不同地点的发电量有所不同，要建立起自由传输、智慧调配的全球能源因特网，并实现安全、稳定供电，大规模储能技术必不可少。

相对于集中式的大型地面电站，分布式能源这一集合光伏、风电等可再生能源装置的方式，可满足用户对电力、热力等多方面需求，也节省了电网投资、减少了损耗，提高了新能源发电比例。在分布式能源系统中引入储能设备，有效地实现需求侧管理，减小负荷峰谷差，降低供电成本，将对传统的配电系统设计、规划、调度、控制甚至能源消费方式等方面带来革命性变化。推进用户侧分布式能源加储能规模化发展，可有效地提高可再生能源利用率、降低高峰负荷压力，是应对当前电力系统两端波动性加大，提升系统安全稳定性，降低系统运行调节成本的重要手段。随着储能技术的快速发展、成本的快速下降，用户侧分布式储能调节的经济性已在很多情形下优于供应侧，且优势将越来越明显。

我国“分布式能源+储能”系统发展中存在的问题

随着技术的进步，分布式和储能技术的应用越来越广泛，我国政府也作出了相应部署。国家“十三五”规划纲要将储能、分布式能源和新能源汽车列入战略性新兴产业发展行动计划。能源、电力和可再生“十三五”规划中也将太阳能的发展重点逐步由集中电站向分布式光伏转移，明确提出要全面推进分布式光伏发电。加之近年来飞速发展的以电动汽车为代表的储能技术，分布式加储能系统在中国未来的前景十分广阔。然而，用户侧分布式能源加储能在我国国内的发展还处于起步阶段，存在战略定位不清晰、政策支持力度不足、成本偏高等问题。

对“分布式能源+储能”系统予以扶持是发达国家通行做法，如美国加州自2001年开始发起自主发电激励计划，对分布式能源加储能项目给予高额税收抵免(从420美元到1490美元每千瓦)，有效地激发了广大商业和社区的参与意愿。德国对分布式光伏加储能给予低息贷款和直接补贴，补贴额覆盖20%以上的初始成本，目前家庭分布式光伏数量超过150万套，储能系统超过1万套。日本、英国、奥地利等国也都推出了强有力的财税和补贴政策，推进规模化发展，促进成本的快速下降，在清洁化发展、可持续能源供应和能源转型方面获得引领优势。与发达国家相比，目前我国对分布式能源和储能领域的政策支持力度还不够大，政策还不够细。我国出台的分布式储能的政策还未成体系，价格机制尚不成熟，储能行业财政补贴的有关政策、办法目前还比较少，示范项目缺少持续跟踪和及时反馈，鼓励和吸引投融资方面的政策也明显不足。

储能系统成本偏高也是一大难题。由于国家的补贴扶持，分布式光伏才逐渐为居民所接受，如果再加上安装储能系统，这一大笔支出将极大超出许多家庭的预期。尽管发展前景光明，分布式能源系统目前还需要政府阶段性的扶持和政策倾斜。虽然我国很多省份都开始实行了峰谷电价的收费方式，但在很多地方，这种收费方式只针对采用电取暖的用户和其他商业用电，加之峰谷电价的高峰、低谷与正常电价相差不大，价格差异过小，居民很难为之所动。此外，我国大多数地区的供电系统比较稳定，居民用电受自然灾害的影响较小，断电现象并不太多，这就不难理解为什么分布式储能在国内没有市场。

促进“分布式能源+储能”系统快速健康发展的对策建议

“分布式能源+储能”系统在我国也已经成为新的节能环保热点，多地开展的“低碳”“零碳”试点也少不了分布式和储能的身影，这些都会导致“负荷脱网”，甚至最终引发“用户脱网”。尤其是现阶段中国的工商业电价远远高于居民用电，这使得分布式光伏在中国已经具备良好的经济效益。此外，中国积极推进的电改放开零售侧、微电网系统以及能源互联网等都是“脱网”的助力。电网公司应正视脱网这个无可避免的未来，积极应对。有关部门也应借鉴发达国家经验，完善政策支持体系。

面对无可避免的“脱网”趋势，电网公司有两种选择：要么“脱网”，即电网公司固守传统经营模式，利用定价结构、商业模式和监管手段等抵制分布式接入电网系统;要么“融合”，利用创新的商业和管理模式使分布式资源融入电力系统，将他们视为电网的有机组成部分。如果选择“脱网”路径，由于“用户脱网”情景不和大电网连接，其经济性完全不受电网定价机制的影响，此类手段只能延缓“负荷脱网”的速度，不能改变最终“脱网”的结果。相反，当经济效益和其他因素达到一定临界点时，用户可能会从至少还与电网保持连接的“负荷脱网”直接跃升至完全脱离电网的“用户脱网”，这将使电网公司的售电量遭遇断崖式的下降，造成大量电力基础设施投资的浪费。

相反，如果选择“融合”路径，尽管联网分布式系统可能导致大量负荷流失，但该系统能潜在地降低整个系统的成本，向电网提供诸多附加服务和价值，对未来建立可靠、弹性、经济的低碳电网做出贡献。尤其是在辅以新的费率结构、商业模式和监管框架时，电网和分布式相辅相成，资金和实体资产得到高效利用。因此，电网企业应该借着电改的东风，将分布式融入市场体系，利用市场化理清各类补贴关系，通过开放的零售市场增加良性竞争，催生创新的能源服务商业模式，最终为中国电力体系创造安全、高效、灵活、经济的未来。

与此同时，有关部门也应借鉴发达国家经验，结合国内实际，做好顶层设计，明确发展指导原则和思路，出台鼓励政策，推进示范项目，推动规模化发展。借鉴发达经济体的成功经验和我国新能源汽车发展的经验，确定足可以激发用户侧积极参与的财税政策。出台政策明确各相关方给予用户购置、安装、维护、计量等各种便利，落实配电网双向接入的要求，打通“最后一公里”。加大峰谷电价力度，落实结余电量全额收购和结算便利。鼓励专业化能源服务公司参与，为用户提供项目与金融相结合的套餐服务。创造条件支持分布式加储能参与电力系统需求响应项目和辅助服务市场，进一步提升项目经济性。