在分布式能源系統引入儲能設備，有效地(di)實現(xian)需求側管理，減小(xiao)負荷峰谷差(cha)，降低供(gong)電(dian)成本，將對傳統的能源消費方式等方面帶來革(ge)命性(xing)變化。
當前，積極推進能源轉型、搶占新一輪技術和經濟制高點已成為世界各國共識，而“分布式能源+儲能”系統開發利用模式受到廣泛重視，各國紛紛出臺政策予以扶持，“分布式能源+儲能”系統處在飛速發展階段，儲能與分布式的結合已經開始顯著減少發達國家電網的銷售量，引發“負荷脫網”甚至是“用戶脫網”現象，給能源系統帶來革命性的改變。
“分布式能源+儲能”系統特點及對能源轉型的意義
分布式能源是相對于傳統的集中供能方式而言的，是一種將冷、熱、電系統以小規模、模塊化、分散式的方式布置在用戶附近，可獨立地輸出冷、熱、電能的系統。分布式能源靈活性高且適于許多應用領域，包括電力、機械能源和推進系統，可獨立工作或在集成式網絡內一起工作，以滿足大型和小型能源用戶的需求。分布式能源系統離不開儲能系統的輔助，以分布式光伏為例，雖然每臺裝機容量并不大，但數量多了依然會對電網造成不小的沖擊，為保證電網的穩定與安全，便需要配套的儲能裝置進行調節。此外，分布式電站成千上萬，不同時間、不同地點的發電量有所不同，要建立起自由傳輸、智慧調配的全球能源因特網，并實現安全、穩定供電，大規模儲能技術必不可少。
相對于集中式的大型地面電站，分布式能源這一集合光伏、風電等可再生能源裝置的方式，可滿足用戶對電力、熱力等多方面需求，也節省了電網投資、減少了損耗，提高了新能源發電比例。在分布式能源系統中引入儲能設備，有效地實現需求側管理，減小負荷峰谷差，降低供電成本，將對傳統的配電系統設計、規劃、調度、控制甚至能源消費方式等方面帶來革命性變化。推進用戶側分布式能源加儲能規模化發展，可有效地提高可再生能源利用率、降低高峰負荷壓力，是應對當前電力系統兩端波動性加大，提升系統安全穩定性，降低系統運行調節成本的重要手段。隨著儲能技術的快速發展、成本的快速下降，用戶側分布式儲能調節的經濟性已在很多情形下優于供應側，且優勢將越來越明顯。
我國“分布式能源+儲能”系統發展中存在的問題
隨著技術的進步，分布式和儲能技術的應用越來越廣泛，我國政府也作出了相應部署。國家“十三五”規劃綱要將儲能、分布式能源和新能源汽車列入戰略性新興產業發展行動計劃。能源、電力和可再生“十三五”規劃中也將太陽能的發展重點逐步由集中電站向分布式光伏轉移，明確提出要全面推進分布式光伏發電。加之近年來飛速發展的以電動汽車為代表的儲能技術，分布式加儲能系統在中國未來的前景十分廣闊。然而，用戶側分布式能源加儲能在我國國內的發展還處于起步階段，存在戰略定位不清晰、政策支持力度不足、成本偏高等問題。
對“分布式能源+儲能”系統予以扶持是發達國家通行做法，如美國加州自2001年開始發起自主發電激勵計劃，對分布式能源加儲能項目給予高額稅收抵免（從420美元到1490美元每千瓦），有效地激發了廣大商業和社區的參與意愿。德國對分布式光伏加儲能給予低息貸款和直接補貼，補貼額覆蓋20%以上的初始成本，目前家庭分布式光伏數量超過150萬套，儲能系統超過1萬套。日本、英國、奧地利等國也都推出了強有力的財稅和補貼政策，推進規模化發展，促進成本的快速下降，在清潔化發展、可持續能源供應和能源轉型方面獲得引領優勢。與發達國家相比，目前我國對分布式能源和儲能領域的政策支持力度還不夠大，政策還不夠細。我國出臺的分布式儲能的政策還未成體系，價格機制尚不成熟，儲能行業財政補貼的有關政策、辦法目前還比較少，示范項目缺少持續跟蹤和及時反饋，鼓勵和吸引投融資方面的政策也明顯不足。
儲能系統成本偏高也是一大難題。由于國家的補貼扶持，分布式光伏才逐漸為居民所接受，如果再加上安裝儲能系統，這一大筆支出將極大超出許多家庭的預期。盡管發展前景光明，分布式能源系統目前還需要政府階段性的扶持和政策傾斜。雖然我國很多省份都開始實行了峰谷電價的收費方式，但在很多地方，這種收費方式只針對采用電取暖的用戶和其他商業用電，加之峰谷電價的高峰、低谷與正常電價相差不大，價格差異過小，居民很難為之所動。此外，我國大多數地區的供電系統比較穩定，居民用電受自然災害的影響較小，斷電現象并不太多，這就不難理解為什么分布式儲能在國內沒有市場。
促進“分布式能源+儲能”系統快速健康發展的對策建議
“分布式能源+儲能”系統在我國也已經成為新的節能環保熱點，多地開展的“低碳”“零碳”試點也少不了分布式和儲能的身影，這些都會導致“負荷脫網”，甚至最終引發“用戶脫網”。尤其是現階段中國的工商業電價遠遠高于居民用電，這使得分布式光伏在中國已經具備良好的經濟效益。此外，中國積極推進的電改放開零售側、微電網系統以及能源互聯網等都是“脫網”的助力。電網公司應正視脫網這個無可避免的未來，積極應對。有關部門也應借鑒發達國家經驗，完善政策支持體系。
面對無可避免的“脫網”趨勢，電網公司有兩種選擇：要么“脫網”，即電網公司固守傳統經營模式，利用定價結構、商業模式和監管手段等抵制分布式接入電網系統；要么“融合”，利用創新的商業和管理模式使分布式資源融入電力系統，將他們視為電網的有機組成部分。如果選擇“脫網”路徑，由于“用戶脫網”情景不和大電網連接，其經濟性完全不受電網定價機制的影響，此類手段只能延緩“負荷脫網”的速度，不能改變最終“脫網”的結果。相反，當經濟效益和其他因素達到一定臨界點時，用戶可能會從至少還與電網保持連接的“負荷脫網”直接躍升至完全脫離電網的“用戶脫網”，這將使電網公司的售電量遭遇斷崖式的下降，造成大量電力基礎設施投資的浪費。
相反，如果選擇“融合”路徑，盡管聯網分布式系統可能導致大量負荷流失，但該系統能潛在地降低整個系統的成本，向電網提供諸多附加服務和價值，對未來建立可靠、彈性、經濟的低碳電網做出貢獻。尤其是在輔以新的費率結構、商業模式和監管框架時，電網和分布式相輔相成，資金和實體資產得到高效利用。因此，電網企業應該借著電改的東風，將分布式融入市場體系，利用市場化理清各類補貼關系，通過開放的零售市場增加良性競爭，催生創新的能源服務商業模式，最終為中國電力體系創造安全、高效、靈活、經濟的未來。
與此同時，有關部門也應借鑒發達國家經驗，結合國內實際，做好頂層設計，明確發展指導原則和思路，出臺鼓勵政策，推進示范項目，推動規模化發展。借鑒發達經濟體的成功經驗和我國新能源汽車發展的經驗，確定足可以激發用戶側積極參與的財稅政策。出臺政策明確各相關方給予用戶購置、安裝、維護、計量等各種便利，落實配電網雙向接入的要求，打通“最后一公里”。加大峰谷電價力度，落實結余電量全額收購和結算便利。鼓勵專業化能源服務公司參與，為用戶提供項目與金融相結合的套餐服務。創造條件支持分布式加儲能參與電力系統需求響應項目和輔助服務市場，進一步提升項目經濟性。
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