2021年我国分布式光伏新增装机超过集中式电站，占新增光伏装机的55%。根据国家能源局数据，2022年第一季度我国新增光伏装机13.21GW，分布式光伏新增8.87GW，占比67.1%。受光伏发电自身波动性、间歇性的影响，分布式光伏高比例渗透给电网消纳、安全运行带来挑战。另一方面，能耗双控目标发布后多个地区开始实施工商业限电政策，进一步提升了工商业备用电源的需求。多种因素下，鼓励分布式光伏配置储能成为部分地区解决电网安全运行的新思路。
5月20日，浙江诸暨发布整市推进分布式光伏规模化开发工作方案，提出按不低于光伏装机容量10%的要求总体配套建设光伏储能设施容量，再一次引发业内讨论，分布式配置储能时代来临了吗？
多地酝酿分布式光伏配储
据北极星太阳能光伏网梳理，截至目前已有山东、河北、浙江、安徽、江苏等分布式光伏大省出台了分布式光伏配置储能的相关政策，有的对配置储能的比例提出了具体要求，有的则是明确对配置储能项目给与补贴。
如山东枣庄分布式光伏开发建设规范明确提出，分布式光伏项目按照装机容量的15%—30%、时长2-4小时配置储能设施，或者租赁同等容量的共享储能设施；浙江永康鼓励非户用分布式光伏电站按照发电装机容量10%建设储能设施；苏州《关于加快推进全市光伏发电开发利用的工作意见(试行)的通知》中提到，鼓励装机容量2兆瓦以上的光伏项目，按照不低于装机容量8%的比例配建储能系统。
在补贴方面，浙江嘉善县对分布式光伏配置储能且由电网调度的项目，补贴期自2021年起暂定3年，补偿标准按200元、180元、170元/千瓦·年逐年退坡。
安徽芜湖对新建光伏发电项目配套建设储能系统，储能电池采用符合相关行业规范条件的产品，自项目投运次月起对储能系统按实际放电量给予储能电站运营主体0.3元/千瓦时补贴，同一项目年度最高补贴100万元。
北极星太阳能光伏网调研发现，部分业内人士肯定了分布式光伏配置储能的价值。一位新能源领域资深专家表示，分布式光伏配置储能具有诸多优势，尤其是在当前峰谷电价差比较大的条件下，自发自用的分布式项目配置储能可以提高自发自用比例，企业结合自身情况自主选择配置储能具备一定的优势。
另一家业内企业表示，分布式光伏配套储能一方面将降低高峰用电负荷,保障电网在高峰时期的安全运行，另一方面低谷期储电，电高峰用电的方式有利于提高发供电设备的利用率，优化电力资源配置。此外，配置储能还将减少电能浪费情况，减少线损，增加线路和设备使用寿命。
尽管肯定了分布式光伏配置储能的优势，但多位业内人士也表示，目前分布式光伏配储尚不具备大规模推广的条件，尤其是强制配储或不利于分布式光伏的发展。
经济性、安全性待解
整体来看，经济性、安全性仍是阻碍分布式光伏配储规模化推广的主要因素。前述新能源专家表示，企业结合自身情况灵活选择配置储能是更为合理的方式，一旦强制配储有可能导致本来有经济性的项目无法开展，尤其是当前储能成本上涨的情况下，配置储能将进一步增加分布式光伏项目开发成本。
据一位专业从事光伏电站设计的人员测算，综合企业自发自用率和企业电价综合核酸，分布式光伏项目配置或将导致投资成本增加0.2元/W，导致投资回报周期延长。
整体看来，虽然配套储能可在发电侧、电网侧、用户侧都发挥作用，解决能源紧张、调节资源缺乏不足等问题，但我国尚未对分布式光伏储能进行系统层面的储能规划，综合投资成本、回报、系统性规划等因素，如在日照资源不高的地区试行，配套储能还不具备大面积推广的条件。
更为重要的是安全性问题，分布式光伏项目多分布在工业园区、厂房，户用光伏更是安装在居民屋顶，本身对安全性的就有较高的要求。而配置储能将会增加安全风险，尽管部分地区要求在保证安全性的前提下配置储能，但由于缺乏相关的标准，目前并没有好的解决方案出台，仍需谨慎对待。
尽管储能被视作光伏的未来，但在缺乏经济性及安全性的先导下，分布式光伏配储如同无源之水、无本之木，大规模推广尚不成熟，市场还需要更多耐心。
