国家能源局的最新统计数据显示，2021年全国光伏发电新增并网容量达5488万千瓦，同比增长88.39%，在新增电源装机中的占比提升至55%。其中，集中式光伏新增并网容量达2560万千瓦，分布式光伏新增并网容量达2927.9万千瓦。至此，国内分布式光伏累计装机量达1.08亿千瓦，占光伏并网装机容量的1/3。
众所周知，新能源发电具有波动性、间歇性、不稳定性，随着并网新能源装机规模不断增长，电网对灵活性调节资源的需求也越来越迫切。国家电网公司的最新研究结果显示，在充分考虑全国电力平衡、电量平衡、新能源消纳、极端天气等因素的影响下，以及在火电机组灵活性改造应改尽改、抽水蓄能电站应建尽建且只考虑日内调节的前提下，到2030年，新型储能装机规模需达1.5亿千瓦。因此，全国有超过20个省（区）出台相关政策，要求新建大型新能源场站必须配置5%-20%的储能，时长1-4小时不等。然而，从2021年各地配建的储能项目来看，效果不尽如人意。部分投资者坦言，新建新能源场站按政策配建储能，只是为了拿到发电项目并网指标，并不考虑储能电站功能和质量好坏。至此，强配储能的问题逐渐暴露：
强制配建的储能电站增加了新能源项目的投资成本，拉低了项目的经济性，影响了投资商的积极性，进而延缓了项目落地执行进度，降低了新能源产业发展速度，不利于碳达峰碳中和目标实现。
强制配建的储能电站没有明确的收益来源，建设成本无法有效疏导，导致储能设备招标时易引发恶性市场竞争，甚至“价低者得”。投标方为降低成本，会降低配置，甚至采用库存电池、退役电池，出现“良币驱逐劣币”的现象，带来安全隐患，不利于储能产业健康有序发展和技术提升。
此外，强制配建的储能电站建设完成后，没有明确的调用机制和合理的价值评定办法，储能调用次数得不到保障，设备利用率不高，造成灵活性调节资源浪费和资产浪费。
相比之下，分布式光伏配建分散式储能有以下优势：
分布式光伏配建储能可在用户端构建小型微电网系统，增强光伏并网友好度，提升光伏自发自用率。在用户遭遇限电、断电、自然灾害等电力供给异常的情况下，可开启离网状态，保障重要或基本的负荷需求。分布式光伏配建储能有利于疏导储能系统建设成本，让投资者更关注储能本身的碳减排、削峰填谷、紧急备电、黑启动、供电末端“电能质量治理”等功能价值，帮助用户节省用能成本及其他电力设备的投入成本。
同时，分布式光伏配建储能可以结合售电、充电、换电、负荷管理等业务场景，实现用户侧源网荷储一体化发展，实现区域内能源自耦合，有利于盘活社会资本，培育新场景下的新型商业模式，促进能源消费高质量发展。
此外，分布式光伏配建储能有利于提升电网弹性和安全性，促进“以可再生能源和清洁能源发电为主（占70%-80%以上）、骨干电源与分布式电源相结合、主干电网与局域配电网和微电网相结合”的电力系统构建和发展。通过聚合大量分布式光伏、储能等灵活性调节资源，构建虚拟电厂，通过市场化手段激励用户挖掘用能弹性和需求响应的积极性，增强电力系统的调节能力，节省电网投资，并可为电网做好补充，构建起“打不垮、摧不毁、经济坚强”的新型电力系统。
分布式光伏配建储能得到部分地方的明确支持。2021年底，广东省能源局在《关于征求广东省市场化需求响应实施方案及交易细则意见的函》中，明确赋予了负荷聚合商包括售电公司和第三方独立主体聚合商的市场主体地位。该文件规定，对于储能资源聚合成的直控虚拟电厂，原则上按照不低于“两充两放”安排每日调度计划、每日顶峰时长不低于4小时，并明确了各种情况下的交易价格，这在一定程度上保障了虚拟电厂的收益。2022年1月，山东省枣庄市能源局、枣庄市行政审批局和枣庄供电公司联合下发的《枣庄市分布式光伏开发建设规范》明确提出，新建分布式光伏要“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”，为分布式光伏配套建设储能的规模提供了政策依据。
可以预见的是，随着部分地区试点先行，成效显著后再进行推广，分布式光伏配建储能将有广阔的市场空间。
