河北省发改委公示了河北省2023年地面分布式光伏拟安排项目情况。其有

  值得注意的是，我们大家可以从这次的分布式光伏配储中看到一个特殊的现象：尚在可开放容量范围的光伏项目无一例外，均未选择配储，只有那些无法并网的项目选择了按要求配置储能。

  光伏发电项目在建成后必须与大电网联通，我们一般称之为并网，而并网规模客观上会受到当地变压器容量的限制。因此，光伏发电存在着接入容量的上限。也就是说，在部分片区还有供光伏装机并网的容量，我们叫做可开放容量。

  按照河北当地的规定“各级电网主变(配变)所接入的光伏容量(含已备案在建或待建容量)不应超过设备额定容量的80%”，这进一步限制了分布式光伏的接入。

  据统计，河北南网共覆盖104个县，其中已有53个县已无可开放容量，其他51个县，分布式光伏项目的剩余接入容量仅为2.065GW，容量十分紧张。可以说分布式光伏的发展已经触及到了它的穹顶。

  如果想要在没有可开放容量的地区安装光伏，就需要配置储能设施。这样光伏+储能就可当作一套独立的电力系统离网运行，无需额外增加变压器的负担，从而摆脱可开放容量的限制。

  对储能知道的人都清楚，储能是可以通过电价差赚钱的，具备一定的经济性，那为什么在河北省会出现“能不配储能就不配”这样的现象呢？

  储能的盈利模式具备典型的因时制宜、因地制宜的特点。一个地区的储能想要拥有盈利能力，就必须同时具备两个特点，1、两充两放；2、峰谷电价差大于0.7元/千瓦时。

  在低谷时段的充便宜电、并在高峰时段以更高的价格卖出，是储能从峰谷电价中套利的基本逻辑。显然，同时具备两个高峰时段和低谷时段，能完成储能“两充两放”的地区更具经济性，多一次充放就从另一方面代表着多一次卖电的机会。

  仅仅是卖的电多，交易量大还远远不足。通常来讲，只有价差超过0.7元/千瓦时，储能创造的利润才能显著地超过成本，低于0.7元这个分界线，就会陷入收回成本的周期过长、甚至是没办法回收成本，沦为“赔本买卖”的尴尬境地。

  不幸的是，河北就与这两条充分必要条件无缘。首先，河北的峰谷时段没办法完成两充两放；其次，河北工商业储能最大的电价差也不过0.57元/千瓦时。因此，在河北，分布式光伏配储不仅无法为业主牟利，还会成为一项成本负担。

  河北规定，冀北电网和河北南网分别按照20%、15%比例配置，时长不低于2小时的储能。我们按照2小时的储能系统1.1元/Wh的中标均价核算，位于石家庄市的国综晋州南赵庄6MW分布式光伏项目，需配储容量为1.2MW/2.4MWh，价格约264万元。

  相较于强制规定配储比例，强行增加新能源发电的成本，提高储能的经济性无疑是更加明智的选择。

  更大的峰谷电价差、更加科学的峰谷时段，自然会扩大储能的套利空间，强制配储自然会演变为主动配储。

  除此以外，虚拟电厂的概念也需要我们来关注。虚拟电厂是实现新型电力系统下“源网荷储”灵活高效互动的有力手段，能有效聚合各类海量分布式资源参与电网调节响应。即使是容量较小、零散分布的分布式储能，也能通过虚拟电厂得到充分的调动，从现货市场中牟利或是赚取一定的辅助服务费。

  仅是辅助服务市场，其规模就足够令人惊叹。据北京电力交易中心估算：假设远期辅助服务成本为0.03元/KWh，2025年预计电量约9.5万亿千瓦时，2030年约11万亿千瓦时，预计辅助服务市场规模为2850-3300亿元。

  河北省发改委公示了河北省2023年地面分布式光伏拟安排项目情况。其有

  值得注意的是，我们大家可以从这次的分布式光伏配储中看到一个特殊的现象：尚在可开放容量范围的光伏项目无一例外，均未选择配储，只有那些无法并网的项目选择了按要求配置储能。

  光伏发电项目在建成后必须与大电网联通，我们一般称之为并网，而并网规模客观上会受到当地变压器容量的限制。因此，光伏发电存在着接入容量的上限。也就是说，在部分片区还有供光伏装机并网的容量，我们叫做可开放容量。

  按照河北当地的规定“各级电网主变(配变)所接入的光伏容量(含已备案在建或待建容量)不应超过设备额定容量的80%”，这进一步限制了分布式光伏的接入。

  据统计，河北南网共覆盖104个县，其中已有53个县已无可开放容量，其他51个县，分布式光伏项目的剩余接入容量仅为2.065GW，容量十分紧张。可以说分布式光伏的发展已经触及到了它的穹顶。

  如果想要在没有可开放容量的地区安装光伏，就需要配置储能设施。这样光伏+储能就可当作一套独立的电力系统离网运行，无需额外增加变压器的负担，从而摆脱可开放容量的限制。

  对储能知道的人都清楚，储能是可以通过电价差赚钱的，具备一定的经济性，那为什么在河北省会出现“能不配储能就不配”这样的现象呢？

  储能的盈利模式具备典型的因时制宜、因地制宜的特点。一个地区的储能想要拥有盈利能力，就必须同时具备两个特点，1、两充两放；2、峰谷电价差大于0.7元/千瓦时。

  在低谷时段的充便宜电、并在高峰时段以更高的价格卖出，是储能从峰谷电价中套利的基本逻辑。显然，同时具备两个高峰时段和低谷时段，能完成储能“两充两放”的地区更具经济性，多一次充放就从另一方面代表着多一次卖电的机会。

  仅仅是卖的电多，交易量大还远远不足。通常来讲，只有价差超过0.7元/千瓦时，储能创造的利润才能显著地超过成本，低于0.7元这个分界线，就会陷入收回成本的周期过长、甚至是没办法回收成本，沦为“赔本买卖”的尴尬境地。

  不幸的是，河北就与这两条充分必要条件无缘。首先，河北的峰谷时段没办法完成两充两放；其次，河北工商业储能最大的电价差也不过0.57元/千瓦时。因此，在河北，分布式光伏配储不仅无法为业主牟利，还会成为一项成本负担。

  河北规定，冀北电网和河北南网分别按照20%、15%比例配置，时长不低于2小时的储能。我们按照2小时的储能系统1.1元/Wh的中标均价核算，位于石家庄市的国综晋州南赵庄6MW分布式光伏项目，需配储容量为1.2MW/2.4MWh，价格约264万元。

  相较于强制规定配储比例，强行增加新能源发电的成本，提高储能的经济性无疑是更加明智的选择。

  更大的峰谷电价差、更加科学的峰谷时段，自然会扩大储能的套利空间，强制配储自然会演变为主动配储。

  除此以外，虚拟电厂的概念也需要我们来关注。虚拟电厂是实现新型电力系统下“源网荷储”灵活高效互动的有力手段，能有效聚合各类海量分布式资源参与电网调节响应。即使是容量较小、零散分布的分布式储能，也能通过虚拟电厂得到充分的调动，从现货市场中牟利或是赚取一定的辅助服务费。

  仅是辅助服务市场，其规模就足够令人惊叹。据北京电力交易中心估算：假设远期辅助服务成本为0.03元/KWh，2025年预计电量约9.5万亿千瓦时，2030年约11万亿千瓦时，预计辅助服务市场规模为2850-3300亿元。