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
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。
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？
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）。
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。
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。
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。
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。
