过去，强制配置储能的政策只存在于大型集中式光伏发电站身上，如今，随着分布式光伏成为新增装机主力，同样的配储要求正发生在工商业、户用光伏等分布式光伏身上。

　　2023年8月2日，浙江金华金东区人民政府发布《金东区加快用户侧储能建设的实施建议》，要求新建设的非居民分布式光伏发电项目原则上按照装机容量的10%以上配建储能系统，额定功率下连续放电时间不低于2小时。至2024年，金东区建成并网10MW/20MWh用户侧储能项目，十四五实现30MW/60MWh的发展目标。意见还指出，鼓励企业用户利用分时电价机制，主动削峰填谷，优化电网负荷需求。

　　说得更直白一些，如果是园区、工厂、充电站等分布式场景，在光伏装机的同时，原则上按10%以上比例配建储能，未来可能会成为必选项。

　　浙江是工商业光伏新增装机比例最高的省份，几乎98%的太阳能安装在了园区、厂房等分散的屋顶上，因此，出台配储的政策也就顺理成章了。

　　对于新能源发电配储的政策，经过一两年来在集中式光伏电站上的强制实施，其实行业里有着各种不同声音。增加了初始投资所需成本、储能利用率不高、项目回本周期延长......这是普遍受到“诟病”的地方，分布式光伏配储面临同样的担忧。

　　不过，这一政策对于储能行业，特别是园区、充电站等场景配储领域，确实是实实在在的利好推动。

　　其实，不论是分散的光伏、风电，还是单体装机功率更高的集中式电站，都是新能源，不同之处在于分布式是聚沙成塔，但波动性、间歇性、随机性的特征是一样的。根据行业研究，当新能源发电量占比提高到10%以上，会给电网平衡带来较大冲击。

　　而且，分布式的户用、工商业光伏的管理和维护成本更高，如果不配置储能的话，就需要调度其他灵活调节资源，最终多出来的成本由所有工商业用户来担负，这也是不公平的。

　　而在浙江金华之前，一些分布式光伏装机量占比较高的大省，慢慢的开始提前行动起来。比如江苏的昆山和苏州、浙江诸暨、山东的枣庄及河北、河南，陆续出台了分布式光伏配储的有关政策文件，配储要求在装机容量的8%-30%之间，具体的配置方式不限，自建、共建或租赁均可。

　　2022年，国内光伏新增装机中，河北、山东、河南、浙江、江苏排在前五位，但河南7.8GW的新增装机中，几乎全部为分布式光伏，只有0.39%是集中式光伏，其中户用光伏又占到了90%。在河南整体的光伏装机量中，分布式光伏也占到了72%的比例。有消息透露，河南正考虑在全省范围内开展分布式光伏配置储能，相关的政策虽未出台，但据说已经在征求意见阶段。

　　山东作为发电和用电大省，其在新能源政策方面显然更为激进。之前，山东枣庄发文要求分布式光伏项目按照装机量的15%-30%、时长2-4小时配置储能设施，或者租赁相同容量的共享储能设施，这一度成为各省市分布式光伏配储的“天花板”。

　　浙江、河南、山东等地对分布式光伏配储的积极性较高。虽然户用、工商业光伏配储，暂时还不是“强制”性要求，且未在各地大规模出台，但似乎只是个时间问题。

　　8月初，国家能源局公布可再次生产的能源数据，上半年，全国可再次生产的能源新增装机1.09万亿千瓦，同比增长98.3%，占新增装机的77%。其中，常规水电新增并网206万千瓦，抽水蓄能330万千瓦，风电新增并网2299万千瓦，光伏发电新增并网7842万千瓦，生物质发电新增并网176万千瓦。需要我们来关注的是，光伏发电新增并网量几乎追上了去年一年的量，预计今年全年风光发电装机量有望突破1.4亿千瓦。

　　以此预测，2023年全年户用、工商业光伏在内的分布式光伏新增装机可能会突破8000万千瓦，风光发电量占比可能超过15.3%的目标值，成为影响电网安全运作的举足轻重的力量。

　　分布式光伏的特点是点多面广、布局分散，如此复杂、碎片化、大规模的随机性电源，不仅给电网消纳带来压力，对各地配电网、增配网设施接入能力、电网调节能力均提出了更加高的要求。通过输配电价、系统运行费的传导方式，让所有工商业用户为此“买单”，并不合理，也非市场化的手段。于是，为较大装机容量的分布式光伏配建储能，就成了平抑波动的重要选项。

　　就像互联网主干网的带宽不足，有了CDN技术来缓存流量一样，通过配置储能后，等于有了一个“缓存的蓄水池”，可以平滑光伏输出功率的波动，减少冲击和干扰，新能源对电网会更加的“友好”。

　　好处是明摆着的，但相对于集中式的新能源发电主体，家庭、园区、工厂、充电站、建筑楼宇等业主，对投入和产出更加敏感。如果配建储能的话，如何在增加成本的情况下，规避以往在集中式电站配置储能中出现的利用率低、收入模式单一等入不敷出的弊端，提升业主对储能的积极性，是最大的障碍。

　　能链研究院查询各省市政策发现，浙江绍兴、浙江诸暨、江苏苏州吴江区等陆续出台了分布式光伏配置储能给予补贴的有关政策，大致上可以分为两种，一种是以100元-200元/千瓦的装机标准给予一次性补贴，要求年利用小时数不少于600小时，补贴额度逐年退坡;另外一种是按照储能放电电量给予0.3元-0.9元/千瓦时的补贴，补贴期限往往会持续2-5年不等。

　　但补贴仅仅是暂时的，建立长期稳定、可持续的市场化收入模式才是配储进入良性循环的关键。目前来看，分布式光伏配储存在的盈利方式有峰谷套利、辅助服务、应急备用、调频、容量/需量管理等多种方式，只不过，以上这些仅仅是方向，对应的市场并不成熟，且不同省市的政策和情况不同，很难规模化复制。

　　比如浙江金华金东区在出台《金东区加快用户侧储能建设的实施建议》的同时，也提出，用户侧储能项目应接入全域虚拟电厂平台，热情参加电力需求响应和辅助服务。对参与调控的储能项目，按负荷响应期间峰段放电量0.25元/千瓦时给予补贴，一直持续到2025年1月31日，补贴总额112.5万元。

　　即便考虑到了补贴，以及储能收入模式的多元化，但大多数的业主仍然心存疑虑。

　　虽然2023年硅料、锂矿等上游价格大大下跌，一定程度上降低了光伏、储能上游原材料的成本，但分布式光伏配置储能导致投资所需成本增加，投资回报周期必然会延长，降低业主配储的积极性。这却是不争的事实。

　　问题是，分布式光伏会不会强制要求配储呢?户用光伏因为单个项目装机量很小，且家庭未实行分时电价政策，用电成本缺乏“弹性”，配储的经济性不足，落地的可能性并不大。但园区、工厂、充电站等工商业光伏要求配储的可能性则极大。

　　当年集中式光伏配储，青海最早出台有关政策，虽然一开始遭到了新能源项目方的强烈反对，但随后全国20多个省市“跟随”，成为一个事实性的“标准”。今天，强配储能已经是集中式光伏发电并网的前置条件。

　　只不过，分布式光伏配储与集中式配储在收益模式方面存在比较大区别，后者更单一，收益方面没有配套的细则支撑。而前者随着各地分时电价的陆续调整、电力辅助服务市场的成熟、虚拟电厂业务的开展，收入方式变得更多元，其盈利模式正逐步得到验证。

　　以新能源汽车充电站为例，通过在充电车棚、场站建筑上安装分布式光伏，并配置一定容量的储能，既能降低高峰、尖峰时段用电成本，增强新能源消纳能力，又能参与峰谷套利、电力辅助服务、虚拟电厂需求响应，还能减少增容成本。特来电、能链智电等充电服务商延伸出光储充、储能、虚拟电厂业务，恰恰因为立足充电站这一场景。在广东佛山顺德换电站，能链储能首个“储充换”一体化项目即将完成检查、调试和送电工作，投入商业化运营后，能进一步提升业主收益。

　　其实在欧洲，光储一体化已然成为趋势，受家庭电价上涨影响，欧洲光储配套率相当高。

　　2022年，欧洲地区安装光伏和储能系统的家庭超过100万户，德国、意大利、英国、奥地利位居前四。无论是光伏，还是户储，德国都是欧洲最大的市场，其中德国住宅太阳能和户储间的配套率大概为80%，储能慢慢的变成了欧洲太阳能系统的一部分。

　　相信，在相关配储政策的推动下，分布式场景下的光储/光储充一体化项目将继续提速，逐步推动储能市场的爆发。

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