今年上半年，210组件风光新增装机量更加凶猛，远远超出了市场预期。

　　8月初，国家能源局公布可再生能源数据，上半年，全国可再生能源新增装机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。值得关注的是，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行的举足轻重的力量。

　　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高要求。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。

　　为了提高业主的积极性，地方政府同步提供了补贴政策支持。

　　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相关政策，主要分为两种，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。