為了回應“531”文件，2018年6月6日上午，國家能源局新能源司與光伏行業協會部分企業代表進行了座談，其中再次提到切實推動分布式發電市場化交易試點。

“531”文件發布后，業界紛紛判斷，在未來一段時間內，光伏產業將進入低谷。對于分布式光伏，文件在規模上提出限制并且降低了補貼標準，原本“半推半就”的分布式市場化交易，連帶增量配網等相關改革舉措被普遍視為“救命稻草潛力股”。然而，發展包括光伏在內的分布式可再生能源遇到的“煩惱”可能比想象中要多除了要承受不斷減少的補貼壓力外，分布式要體現其對用戶及電力系統的價值仍有很長的路要走。

分布式可再生能源+增量配網:沒有捷徑

2017年底，國家發改委、國家能源局聯合發布發改能源〔20171901號《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》的時候，也正是增量配網改革繼2016年的沉寂之后突然加速之際。分布式可再生能源與配網結合的相關研究在彼此的報告中屢見不鮮。

華北電力大學能源互聯網研究院相關專家指出，對于分布式電源來說，找準需求是其發揮作用，體現經濟效益的基礎，與電源自身去尋找合適的用戶相比，和配網結合能夠獲得更豐富的需求組合;對于增量配網來說，引入分布式電源，一方面因為縮短了送電距離，減小損耗，從而減少中間成本，另一方面還能為配網整體帶來電費收入，可以說是集眾優點于一身。

增量配網改革剛開始時，以電力能源供應見長的眾多大型發電企業對配網表現出一定興趣。但在國家明確電源不可為增量配網拉專線供電之后，不少發電企業認為，只有“網”的生意，無法做到“自力更生”，很難在配網業 務中發揮自身優勢，因此對增量配網的熱情漸漸淡了下來。部分增量配網業主對接入分布式可再生能源的風險也有所研判，主要集中在營收和系統安全兩方面。一是由于電網規劃超前于分布式發電項目準入，當區域電網大規模接入分布式發電，間接增加增量配電網冗余投資;二是根據相關政策文件，區域內分布式發電項目，由電網企業支付國家度電補貼，由于可再生能源電費補貼滯后現象普遍，若由配網公司代收，將影響配網資金流;三是由于光伏、風力發電負荷具有階段性、隨機波動性、不可控性、季節性等特點，將增加區域電網調度難度，同時考慮到棄風棄光等電量指標，可能需要強制消納，進一步增加電網調度難度。

分布式可再生能源要減少對大電網的依賴，為用戶提供價值，甚至做到“自力更生”，沒有捷徑可走。英國巴斯大學電子與電力工程系教授李芙蓉認為，分布式電源的市場實際上是負荷曲線變化產生的市場，不少分布式項目都是以能源供應方參與為主，對電網運行不一定精通，如 果缺乏精確的控制技術，配網引入電源將是新的麻煩。“為實現系統實時平衡，相比分布式電源，尤其是間歇性的可再生能源，大電網可調用的資源可以說是極其豐富的，分布式接入配電網，要充分體現分布式的價值，必須對電源和負荷特性進行精確匹配。”

據了解，英國的分布式項目，尤其是分布式光伏、風電，如今對電池產生了較大興趣，因為儲能應用能夠讓原本彈性很低的分布式電源“動”起來。儲能系統能給分布式光伏業主帶來額外收入，讓在夜間無法運作的光伏電源依然有電力送給電網。隨著英國政府削減可再生能源補貼，在光伏電源中加裝儲能設備的案例開始出現。

但因為分布式能源的電表和設備位置大多是固定的，缺乏彈性的調整空間，如何配置儲能系統還有待更多政策細則出臺。同時，增設儲能系統勢必會提高成本，需要準確評估分布式電源是否有能力加裝，以及如何分配利潤等風險。

“無論在英國還是中國，分布式都還很年輕，尚處在嘗試階段，需要政府和企業一起探索。”李芙蓉說。