作者/星空下的烤包子
编辑/菠菜的星空
排版/星空下的秋葵
过去一年，对于光伏和储能两条新能源细分赛道的玩家们都是难熬的一年。
先说光伏，硅片端的价格战持续了一年有余，就比如硅料价格均价从2023年初至7月中旬，下降幅度约超过了70%，光伏组件甚至已经跌破了1元/W。
所以，整个光伏产业链的日子都过得不好，自然也不会得到投资者的青睐。据笔者粗略统计，在纳入光伏概念板块的97家A股公司中，83家公司股价年度涨幅为负，占比约85%，像天合光能（688599）、晶澳科技（002459）的股价都已经腰斩。
光伏板块涨幅
而对于储能来说，不少玩家都已经陷入了“盈利焦虑”，虽然截至去年年底，我国已建成投运新型储能项目累计装机接近32GW，去年新增的装机较2022年增长超过了260%，且锂离子电池储能占据的市场份额达到了97%。然而，储能系统却因为收益回收难、利用率不高等问题，盈利能力却依旧是储能的最大痛点。
那么，如果将光伏和储能结合起来，通过光伏强制配储，能否产生1+1>2的效果，最终实现双向奔赴呢？在笔者看来也是未必，今天我们就来一探究竟。
一、政策支持背后的逻辑
这些年，顶层对于储能的支持可以说是不留余力，前些年强制配储只存在于大型集中式光伏电站身上，这两年开始向分布式光伏延伸。
就以分布式光伏为例，去年年中高层就提出要积极评估采用新型储能等措施打造智能配电网，不断挖掘源、网、荷、储的调节能力，提高分布式光伏接入电网承载能力。再深入到具体省份，比如浙江省，就规定在光伏装机时，原则上按10%以上比例配建储能，额定功率下连续放电时间不低于2小时。
储能政策梳理
政策发布后，不少投资者都提出这为光伏电站的收益打下了坚实的基础。毕竟从理论上看，光伏配储后，相当于系统有了一个“缓存的蓄水池”，平滑光伏输出功率的波动，这样储能削峰填谷的作用就能凸显出来。但是，事实真的如此吗？
二、理想丰满，现实骨干
答案是否定的。
首当其中的问题就是经济性，分布式光伏当增加了储能系统后，可以想象投资成本大幅增加，因为和最终的收益不成正比，就使得项目的投资回收期变得更长。
就以河北省为例，去年该省公布的分布式光伏拟安排项目中，302个项目中只有约131个项目承诺按要求配置储能，剩下的政策上都没有要求强制配储，这背后经济性是很重要的考虑，据笔者了解，按照目前的配储比例，平均下来分布式光伏单瓦成本增加约0.5元（当然也会根据配储的比例波动）。
这对于已经内卷无比的光伏来说，就是压死骆驼的最后一根稻草。
而对于配储后项目能否实现更好的盈利性，一个关键的指标就是——峰谷电价。据专业的机构估算，当峰谷电价差大于0.7元/千瓦时的时候，配储或许才有更多的钱赚，但实际上很多地区的电价差都达不到这个条件。
国内各地区的电价时段划分
除了经济性的原因，储能技术本身还没有到非常成熟的境地，比如安全性的问题还没有得到根本性的解决，而且电化学储能还面临一个巨大的问题就是在低温条件下的“失电”问题，同事锂电池储能的寿命不超过10年，但是光伏电站在理想情况下寿命能达到20年，储能电站也很难收回成本。
笔者了解到，据中电联的统计数据，国内新能源配储项目平均等效利用系数仅有不到8%。
这是什么概念？这意味着配储之后储能系统的利用率是独立储能的一半。就以青海省为例，有些新能源项目弃风弃光已经达到每天中午三、四个小时，但是储能电站的储能时长太短，每天2小时左右的调节根本覆盖不了如此大量的弃风弃光。
这样一来，大批储能电站却成了摆设，建而不用。储能就变得开始有些“鸡肋”了。所以，行业内也对是否需要光伏强制配储展开了一场大讨论。
三、站在十字路口的光伏配储
站在2024年的开年，回顾2023，可以说光伏和储能的装机量都实现了阶跃式的提升，为了双碳目标的实现，玩家们在供给端都加足了马力。
然而，当光伏遇见储能，未必能实现双向奔赴，虽然目前全国已有24个省（市）发布文件要求强制配储，从原来的鼓励变成现在的强制，可以看出顶层的决心。
但我国有句古话叫强扭的瓜不甜，据笔者分析，由于缺乏合理的调度机制和电价疏导机制，很多储能的利用率都很低，大多数储能设施沦为了摆设，光伏强制配储经济性目前来看式堪忧的。
所以，不少地方配储只是为了拿指标，建好之后要么不用、要么用不了，这无疑对与资源是一场巨大的浪费。
对于未来的破局之道，无疑要抓住四个关键字——因地制宜。
除了笔者前面提到的在峰谷电价差较大的地方再上储能系统，另外除了能够服务于自家场站的光伏消纳，储能电站可以参与到一个省的调频辅助服务中去，未来甚至可以参与现货市场，最后能够通过租赁实现收益（不配储的电站可以付费租赁其他储能电站容量）。
有句话说得好，垃圾本身或许并不是垃圾，只是因为它放错了位置，储能如何变废为宝，答案或许就在这里。
注：本文不构成任何投资建议。股市有风险，入市需谨慎。没有买卖就没有伤害。
