为了回应“531”文件，2018年6月6日上午，国家能源局新能源司与光伏行业协会部分企业代表进行了座谈，其中再次提到切实推动分布式发电市场化交易试点。
“531”文件发布后，业界纷纷判断，在未来一段时间内，光伏产业将进入低谷。对于分布式光伏，文件在规模上提出限制并且降低了补贴标准，原本“半推半就”的分布式市场化交易，连带增量配网等相关改革举措被普遍视为“救命稻草潜力股”。然而，发展包括光伏在内的分布式可再生能源遇到的“烦恼”可能比想象中要多除了要承受不断减少的补贴压力外，分布式要体现其对用户及电力系统的价值仍有很长的路要走。
分布式可再生能源+增量配网:没有捷径
2017年底，国家发改委、国家能源局联合发布发改能源〔20171901号《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》的时候，也正是增量配网改革继2016年的沉寂之后突然加速之际。分布式可再生能源与配网结合的相关研究在彼此的报告中屡见不鲜。
华北电力大学能源互联网研究院相关专家指出，对于分布式电源来说，找准需求是其发挥作用，体现经济效益的基础，与电源自身去寻找合适的用户相比，和配网结合能够获得更丰富的需求组合;对于增量配网来说，引入分布式电源，一方面因为缩短了送电距离，减小损耗，从而减少中间成本，另一方面还能为配网整体带来电费收入，可以说是集众优点于一身。
增量配网改革刚开始时，以电力能源供应见长的众多大型发电企业对配网表现出一定兴趣。但在国家明确电源不可为增量配网拉专线供电之后，不少发电企业认为，只有“网”的生意，无法做到“自力更生”，很难在配网业 务中发挥自身优势，因此对增量配网的热情渐渐淡了下来。部分增量配网业主对接入分布式可再生能源的风险也有所研判，主要集中在营收和系统安全两方面。一是由于电网规划超前于分布式发电项目准入，当区域电网大规模接入分布式发电，间接增加增量配电网冗余投资;二是根据相关政策文件，区域内分布式发电项目，由电网企业支付国家度电补贴，由于可再生能源电费补贴滞后现象普遍，若由配网公司代收，将影响配网资金流;三是由于光伏、风力发电负荷具有阶段性、随机波动性、不可控性、季节性等特点，将增加区域电网调度难度，同时考虑到弃风弃光等电量指标，可能需要强制消纳，进一步增加电网调度难度。
分布式可再生能源要减少对大电网的依赖，为用户提供价值，甚至做到“自力更生”，没有捷径可走。英国巴斯大学电子与电力工程系教授李芙蓉认为，分布式电源的市场实际上是负荷曲线变化产生的市场，不少分布式项目都是以能源供应方参与为主，对电网运行不一定精通，如 果缺乏精确的控制技术，配网引入电源将是新的麻烦。“为实现系统实时平衡，相比分布式电源，尤其是间歇性的可再生能源，大电网可调用的资源可以说是极其丰富的，分布式接入配电网，要充分体现分布式的价值，必须对电源和负荷特性进行精确匹配。”
据了解，英国的分布式项目，尤其是分布式光伏、风电，如今对电池产生了较大兴趣，因为储能应用能够让原本弹性很低的分布式电源“动”起来。储能系统能给分布式光伏业主带来额外收入，让在夜间无法运作的光伏电源依然有电力送给电网。随着英国政府削减可再生能源补贴，在光伏电源中加装储能设备的案例开始出现。
但因为分布式能源的电表和设备位置大多是固定的，缺乏弹性的调整空间，如何配置储能系统还有待更多政策细则出台。同时，增设储能系统势必会提高成本，需要准确评估分布式电源是否有能力加装，以及如何分配利润等风险。
“无论在英国还是中国，分布式都还很年轻，尚处在尝试阶段，需要政府和企业一起探索。”李芙蓉说。
