近日，备受关注的《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》（以下简称，意见稿）出台。意见稿对分布式光伏项目做了更细致的分类。共分四类，且不同类型项目，并网模式不同，规模限制不同。总的来讲，鼓励“自发自用”；限制“余电上网”。具体如下表所示：
至于意见稿涉及的其它内容，诸如：参与电力市场交易形式、应具备“四可”功能（可观、可测、可调、可控）、绿证核发及交易等，是对分布式光伏发电项目的进一步规范，有利于其今后的健康发展，这里就不展开了。本文聊《分布式光伏发电开发建设管理办法》，核心在于探讨如何延长分布式光伏“自发自用”应用场景的价值链，并形成相应的商业模式，以符合意见稿关于分布式光伏——鼓励“自发自用”；限制“余电上网”的政策要求。分布式光伏传统的开发思路：先找到用户（用电负荷），接着评估可开发容量（光伏安装面积、电网接入条件等），然后……你能想到的，别人同样也想到了。于是，好的开发资源基本都已经被开发完了，甚至出现了资源“居间人”（工商业储能同样面临这种问题），抬高了项目开发成本，甚至是乱象。假设：没有用户，但有可开发容量。这样的分布式光伏项目有人敢去开发吗？下面我们就探讨这种背景条件的项目开发思路。如果在如此极端的情况下都具备开发的可行性，那么那些本身就有一定用电负荷的项目就更不在话下了。电池储能充电过程就是用电负荷，这本身就没有违反常识，但在技术细节上需要注意以下几点。一是项目根本就没有考虑“余电上网”，所以不需要配置PCS（直流电转换为交流电）。二是所配置的肯定是“移动储能”（如果配置固定储能，储能所储的电又卖给谁呢？），所以储能的充电接口必然需要采用“超充桩”（把移动储能理解成电动汽车充电就行了，这里是为了发挥出充电桩“即插即用、即拔即走”的功能）。三是需要配置“能量管理系统”，分布式光伏发电（多个光伏矩阵）需要进行管理、移动储能充电同样需要进行管理（既然装了充电桩，并不排斥电动汽车直接来充电的可能性，此时就涉及充电管理了）、售电（分布式光伏）和购电（移动储能）结算同样需要管理、甚至还有其它的可能性（这里就不一一展开了）。移动储能充满电就成了移动电源。此时，它既可以直接给电动汽车充电，也可以给充电站“临时增容”。二者在技术细节上是略有差异的，但本质上都是把电卖给了用户，且可以卖个好价钱（2元/度）。所有的电力经济学教科书一致认为：用电消费需求的弹性是很小的。所以，电能（作为一种同质化的商品）的差异化竞争，核心并不在于低价竞争（电动汽车充电价格即使是2元/度，其使用成本也仅为燃油车的一半），而在于补能的“便捷性”。对于商用车，希望能“随到随充”，尽量缩短补能时间以提高运营效率，甚至是希望在任何地点都能获得补能服务（让几十吨的重型卡车奔赴固定的充/换电站补能，本身就是一种能源浪费）；对于乘用车，大量的私家车主总是希望能在家门口获得补能服务（往往是在无法拥有固定停车位的前提下）。而有了移动储能，即使当地没有一丁点配网供电容量，照样可以建设超充桩。笔者将以上内容（分布式光伏项目创造用电负荷）暂称为升级版“光储充”方案。其核心内容就是将传统“光储充”方案中的固定储能换成移动储能，虽然增加了运营成本，但同时大大增加了收益的确定性和盈利能力。
对于“光储充”项目：分布式光伏是“源”；电动汽车是“荷”。但分布式光伏适宜安装的地点在农村和郊区；而电动汽车扎堆充电的区域肯定在城市或者乡镇内部，这在地理位置上天然是一对矛盾。首先，传统的“光储充”方案把“源”和“荷”集成在一个项目的红线内，需要同时兼顾“源”与“荷”的技术特性，不可避免出现顾此失彼的情况。在项目开发上又需兼顾“源”与“荷”的商业模式特点，造成了经济收益上的不确定性。其次，传统的认知认为，电能只有通过电网传输才能得到利用（分布式光伏的“隔墙售电”依然是通过配电网进行售电的）。这源于传统电力系统的惯性思维。在传统电力系统中，电源（火电等）的发电是连续的；而负荷侧用户（工业用户）的用电也是连续的，所以电网的资产利用率相对是较高的。但在新型电力系统中，电源（分布式光伏）的发电是间歇性的；负荷侧用户（电动汽车）的“用电”（即，充电）也是间歇性的，用连续性的资产（配电线路等）去匹配间歇性的电源和负荷，其资产利用率会高吗？进而，过高的电能传输系统成本又如何摊销呢？再次，所谓“分布式发电”，就是靠近用户的电源。所以，即使利用移动储能去输送电能（相对于电网，电从线下走），其输送成本其实是不高的（具体数据详见笔者文章《一图读懂“电拉拉”之文字版（三）》）。在升级版“光储充”方案中，移动储能实际上是起到了“移动配网”的作用。最后，“光储充”商业模式最大的不确定性在于“荷”（电动汽车）。由于电动汽车是移动的，所以任何固定式的补能方案（包括快充和换电）去匹配电动汽车移动补能的需求，结果就是资产利用率的低下（系统存在较大的冗余配置）。而可移动的补能方案（移动储能给充电站临时增容、或者直接给电动汽车充电），不仅能满足电动汽车用户对补能“便捷性”的要求，同时可大大提高相关设备的资产利用率，所以在收益上具有较高的确定性。分布式光伏（根据国家能源局相关数据，截至2024年上半年，我国分布式光伏累计装机量为30951万千瓦）；新能源汽车（根据中国公安部的数据，截至2024年6月底，全国新能源汽车保有量达2472万辆）。假设每辆新能源车年均耗电量为2700千瓦时（相当于百公里电耗15度的新能源车一年跑了1.8万公里），则2472万辆新能源车一年内总共需补电6674400万千瓦时。假设全国分布式光伏平均年利用小时数为1100小时，弃光率为20%（国内新能源目标消纳率已经从95%降为90%，由于分布式光伏的特殊性，实际消纳率将会更低），则弃电量将达到6809220万千瓦时。结论：全国分布式光伏20%的发电量就能满足全国新能源车的充电量需求。所以，即使国内还存在商用车（特别是电动卡车）充电的增量需求，但分布式光伏的发电量依然能满足全国新能源车快速增长的补能需求。1）分布式光伏与移动储能。分布式光伏发电给移动储能充电，二者之间其实就是一种“售电与购电”的商业关系。假设，分布式光伏给移动储能的“综合充电价格”（分布式光伏“上网电价”按燃煤机组脱硫电价+充电服务费）为0.5元/度。相信在这样的售电价格下，任何“没有用户”的分布式光伏项目都将具备开发价值。2）移动储能。假设存在1.0元/度的差价套利空间。这里面包含了0.7元/度的储能度电成本（目前国内电池储能处于“低价”的状态下，电池储能度电成本已经降至0.4元/度以内。笔者认为这种状态不具备可持续性，故仍按0.7元/度的度电成本进行测算）和0.3元/度的运输成本。3）移动储能与充电站。移动储能将以1.5元/度的价格将电卖给充电站。那么充电站会接受吗？肯定会——如果横向比较，1.5元/度移动储能电价与目前1.3元/度的工商业尖峰电价比较根本没有优势，但这种比较是没有意义的。纵向比较，充电站从配电网“取电”的方案，不仅要建变压器、功率模块（交流电转化为直流电）以及相关的配电设施（配电柜、电缆等），这是初始投资部分；在运营期间，即使不用电，“两部制”电价中的容/需量电费还是照付不议的。但如果采用移动储能供电，则可以大幅降低上述的初始投资和运营成本。甚至极端情况下，当地配电网没有一丁点供电容量，仅靠移动储能供电，充电站照样可以正常运营。如此，对于充电桩开发商来讲，只要在可开发区域内建几根“裸桩”就可以开张运营了。国内充电高峰期的电动汽车充电价格为2.0元/度（1.3元/度的工商业尖峰电价+0.7元/度的充电服务费），采用移动储能供电，充电运营商可赚取0.5元/度的电价差，完全具备充电站的开发价值。以上数据（除“国内充电高峰期的电动汽车充电价格为2.0元/度”外，该数据作为整个价值链的终端数据当然需要有出处）均为假设，旨在与各类项目（分布式光伏、工商业储能、充电站）现有商业模式的财务测算数据进行比较。相信上述数据均高于各类项目现有商业模式的财务测算数据，因此，作为“源”项目的分布式光伏、作为“网”项目的移动储能、作为“荷”项目的充电站，均具有商业开发价值。商业模式实现了闭环。但笔者认为：术业有专攻。不同的项目都有各自专业的开发商、投资商、运营商，以及相关的上下游产业链，让“专业的人去做专业的事”。从市场的角度，垂直一体化的业务模式（源、网、荷均为一家企业投资）容易形成垄断的市场力，不利于创新和社会福利的最大化。正由于升级版“光储充”方案中的源、网、荷项目分属于不同的市场主体，不同的市场主体之间要实现交易，必然会产生信息匹配成本。要降低信息匹配成本，必然需要专业化的信息平台去“撮合”这类交易，例如虚拟电厂。市场交易必然会产生交易成本。升级版“光储充”方案中的源、网、荷项目之间的电力交易往往是高频的、小额的、弱中心化的、甚至是需要带时间、空间“数字证明”的。显然，目前电力市场场内交易普遍采用的“日清月结”的中心化结算方式是无法适应这种需求的。这就需要基于区块链技术的分布式结算系统。升级版“光储充”方案并不仅限于给电动汽车充电，还有更大的应用场景。在国外，基于电动汽车的V2G示范项目搞了三十年，但至今无法商业化；在国内，“车网互动”也已经如火如荼地起来了。洋人踩过的坑我们要避开，如果用移动储能代替电动汽车去搞“车网互动”，或许在商业模式上就通了（详见笔者文章《“车网互动”新解》）。既然“车网互动”（V2G）是大势所趋，我们就需要提前在线下（物理层面的电气接口）、线上（信息层面的数据接口）、线中（经济层面的结算接口）做好相关基础设施的建设工作。据相关报道：我国国内的光伏制造产能，保守估计都要超过1000GW，而中国光伏协会的预计，对应的组件需求规模在470～520GW。国内储能电池的现有产能保守估计在200GWh，而需求仅100GWh。无论国外如何与我国“脱钩断链”，无论别人如何唱衰我国“产能过剩”，有一点始终无法否定：只有中国，才实现了光伏和锂电池制造成本降本90%的可能。我国的光伏和锂电池产能目前确实存在阶段性过剩，但绝不是低效产能。如何让这些产能顺利度过经济周期性寒冬，关键在“国内大循环”。
