其中公布了黑省的剩余并网容量，相当不乐观。截至2023年11月底，黑龙江省分布式光伏接入电网承载力评估结果显示81地剩余接网容量为零，全省剩余容量为2GW。

分布式光伏发展太快时，无从消纳、容量不足，为保电网安全，这些地区被迫暂停分布式光伏的开发与接入。如此看来，增配储能，提高分布式光伏配储比例，提高消纳能力，势在必行。

山东、河北、浙江、江苏等地，均陆续出台了分布式光伏配储的相关政策文件。虽然还不是强制性政策，但分布式光伏强制配储，或许只是时间问题。届时，未按规定配置储能的光伏项目或将被叫停。

“如此看来，未来分布式光伏想要继续发展，还要看储能的眼色行事，光伏只能给储能打工了。”一位业内人士调侃道。

为何无人主动配储？

对储能有所了解的人都清楚，储能是可以通过电价差赚钱的，具备一定的经济性，那为什么会出现少有人主动为分布式光伏配储的现象呢？

储能的盈利模式具备典型的因时制宜、因地制宜的特点。一个地区的储能想要拥有盈利能力，就必须同时具备两个特点，

1、两充两放；2、峰谷电价差大于0.7元/千瓦时。

在低谷时段的充便宜电、并在高峰时段以更高的价格卖出，是储能从峰谷电价中套利的基本逻辑。显然，同时具备两个高峰时段和低谷时段，能够完成储能“两充两放”的地区更具经济性，多一次充放就意味着多一次卖电的机会。

仅仅是卖的电多，交易量大还远远不够。通常来讲，只有价差超过0.7元/千瓦时，储能创造的利润才能显著地超过成本，低于0.7元这个分界线，就会陷入收回成本的周期过长、甚至是无法收回成本，沦为“赔本买卖”的尴尬境地。

化“强制配储”为“主动储能”

分布式光伏强制性配储，是形势所迫下的无奈之举。有了更大的峰谷电价差、更加科学的峰谷时段，更好的商业模式，储能的套利空间变大了，被动的强制配储自然会演变为主动配储。虚拟电厂的概念也值得关注。虚拟电厂能够有效聚合各类海量分布式资源参与电网调节响应，即使是容量较小、零散分布的分布式储能也能参与其中，从现货市场中牟利或是赚取一定的辅助服务费。仅是辅助服务市场，其规模就足够令人惊叹。

据北京电力交易中心估算：假设远期辅助服务成本为0.03元/KWh，2025年预计电量约9.5万亿千瓦时，2030年约11万亿千瓦时，预计辅助服务市场规模为2850-3300亿元。假以时日，当分布式光伏配储能也具备相当的经济性之时，就是大家争相配储之际。