2023年前三季度，我国分布式光伏新增装机达67.14吉瓦（比集中式要多5.34吉瓦），同比增长90%，成为光伏新增装机的主力。

与此同时，光伏装机大省的能源管理部门却屡屡收到开发商的投诉信。

一位遭遇备案难的分布式光伏开发商，带着一肚子苦水在安徽省能源局官网做投诉。就芜湖市鸠江区和无为市遭遇到的分布式光伏备案难题，这位开发商在投诉信中写道：

“安徽省能源局在8月26号出台文件要求光伏公司以项目公司去发改委备案，可发改委要求光伏项目公司去每个乡镇做备案文件申请，和其他一些前置条件......去了乡镇找有关领导联系，有的说看看其他乡镇怎么做，有的说选择几家来做，有的直接说一家都不接受……现在一拖就快两个月过去了，至今还无法开展业务。”

这位安徽开发商遇到的问题并不是个案。

今年1月23日，国家能源局公布的 《12398能源监管热线投诉举报办理情况通报》显示，2023年并网发电成为新能源和可再生能源行业投诉举报最多的问题。全年464件投诉中，并网发电占到了397件。其中，投诉举报量靠前的5个省份为山东（107件）、河南（40件）、黑龙江（38件）、江苏（29件）、辽宁（29件）。

每一个投诉背后，凸显的是分布式光伏的尴尬现状。在装机形势一片大好的同时，备案难的问题却愈演愈烈，消纳容量告急的“红区”也越来越多。

大量的分布式光伏发电项目，因当地台区可开放容量不足、消纳困难导致并网困难，或因当地供需不平衡发电被限制。据不完全统计，截至目前全国已有超过150个地区分布式光伏无新增接入空间，也就是所谓的“红区”。

快速增长的分布式光伏在遭遇“成长的烦恼”后，未来政府端、电网端、市场端将如何应对？如何从根本上解决分布式光伏并网难、消纳难的问题？

能源局摸排，并网“红区”大增

2023年6月，国家能源局发布通知，在山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建六个省份围绕分布式光伏接入电网承载力开展评估。

半年后，六省评估报告相继公布：除浙江外，其他5个省份都出现了大量区域电网容量不足的问题。

如黑龙江，截止11月底，13个市中81个区县容量为0，其中佳木斯市、七台河市整体接网容量为0，绥化市接网容量低于10MW，鹤岗市等五地接网容量低于50MW。

山东2024年全省136个县（市、区）中，有53个县（市、区）低压配网接网预警等级为“受限”，43个县(市、区)低压配网接网预警等级为“一般”，低压配网接网预警等级为“良好”的只有40个县（市、区）。

广东到2023年11月已有11个县没有接网容量，13个省接网容量小于50MW。安装不了光伏项目的地区已占到广东全省县域数量的近20%。

福建截至2023年9月，10个试点县中4个县域无可新增开放容量，还有3个县容量小于50MW，整体剩余容量仅为982MW。

在河南公布的承载力地图上，可以清晰看到，“推荐分布式光伏接入”的绿区极少，大部分为“暂停新增分布式电源接入”或“承载力接近饱和”的红区、黄区。

此外，河北、内蒙古、湖北、辽宁、广西、江西等省份也都出现了配电网容量饱和或预警的问题。内蒙古自治区能源局就明令禁止市场化并网项目所发电量反送电网消纳。

云南朔铭电力工程公司总经理高志强对华夏能源网表示，“电网承载力评估，有利于提前规划可接入光伏实际装机容量，也能了解光伏能给当地带来多少的固定投资以及税收。从目前公布的评估情况看，形势不容乐观，其他未参与评估的省份，问题也同样存在。”

电网承载容量告急，与分布式光伏装机的爆发有关。已无新增接入空间的150个地区，要么分布在过去几年的分布式光伏大省，要么是2023年户用南移之后的几个南方主要市场。过去这些地方，没有预料到会有如此大规模的分布式装机量。

“新能源要发展，已经到了入网政策必须改变的时候了。”山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌在接受记者采访时表示。

配储和上网模式之变

在电网可开放容量不足的情况下，配储成为各地解决分布式光伏并网难的一根“救命稻草”。

经不完全统计，截止2023年9月，已有江苏、浙江、山东、河北、河南、广东、湖南等10省20地发布分布式光伏配储政策，其中一半明确规定了配储比例，基本在8%-30%之间。

这其中，山东省由于分布式开发走在全国前列，较早出现容量不足问题，配储政策明显较激进。比如，山东枣庄能源局明文要求，“按照装机容量15%～30%、时长2～4小时配置储能设施”。这一要求，无论是配储比例，还是时长，都堪称全国分布式光伏配储政策的“天花板”。

此外，其他地区如四川攀枝花鼓励有条件的户用光伏项目“在确保安全前提下配备储能设施”；尚存并网空间的浙江一些地区则以鼓励为主。

在配储成为大势所趋的同时，业内还出现了集中汇流上网、隔墙售电、以及微电网等解决分布式并网难、消纳难的办法。

集中汇流，是指针对户用光伏全额上网、但规模小、分散的特点，将全村所有光伏项目集中汇流至一台或几台专用升压变压器，通过10千伏集中并网，在周边负荷较高区域统筹消纳，使分布式光伏实现大规模接入。

高志强认为，在不受电网政策影响的情况下，集中汇流是目前最简单、最容易实施的模式，“对投资企业而言，集中汇流使分布式光伏屋顶利用率大大提升，也有利于投资企业测算收益率。入网后直接和电网单方面结算的交易模式，还可规避电费难收取问题，解决了投资企业的后顾之忧。此外，集中汇流还可帮助实现隔墙售电，就近供给用电量大户，减轻电网负荷。”

据山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌介绍，在分布式开发大省山东，截至2023年7月，“集中汇流”模式已在10个市129个项目中推广应用。

记者注意到，“隔墙售电”则成为一些地方鼓励就近消纳的另一种模式。比如海南澄迈县在2023年12月发布的《关于促进光伏发电产业持续健康发展》中提出“允许分布式光伏发电项目向同一变电台区的符合政策和条件的电力用户直接售电”。

一般发电上网，是将所发电力卖给电网，再由用户从电网购买使用。隔墙售电则允许分布式光伏电站通过配电网将电力直接销售给周边的电力用户。这一模式有利于分布式能源就近消纳，又能大幅降低输配成本。

不过，高志强对此表示，“分布式光伏隔墙售电存在局限性，一是隔墙并网企业的变压器容量不能刚好够接入；二是隔墙并网企业送出线路部分距离远近不固定，成本不清晰，同时还涉及破路和架空，需要协调的问题太多。”

总体来看，因过网费等核心问题悬而未决，隔墙售电模式眼下止步不前，没有能够大面积推开。

此外，以源网荷储一体化为代表的微电网模式，成为内蒙、河北、浙江等各省试点探索的一个方向。

该模式将电源、电网、用电负荷和储能系统组合成一个自发自用的独立系统，不用上网，即可就地消纳。这种模式不受电网容量限制，只要自己能消纳，就能获取新能源指标，比较适合工商业光伏项目。

内蒙古在这方面步伐最快，自2021年至今每年都公布一批市场化源网荷储一体化项目清单。国内首个储能配置规模达到千兆瓦时的新能源场站和全球规模最大的“源网荷储”一体化示范项目就建在内蒙古乌兰察布。

电网扩容与改造难题摆上桌面

构建以新能源为主体的新型电力系统，是十分明确的发展方向，而分布式光伏必将是未来新型电力系统的一个重要组成部分。国家能源局数据显示，截至2023年9月底，全国分布式光伏累计装机2.25亿千瓦，在全部光伏发电装机中占比43%，而在全部电源装机中占比8%。

“从整个新型电力系统的构建角度来讲，如何解决分布式光伏高比例的接入，是必须站在国家层面来统一协调考量的一件事情。”天合富家董事长高海纯在接受记者采访时表示。

其实，无论是配储还是集中汇流上网、隔墙售电等等方式，均是修修补补的解决办法，化解分布式消纳难关键还是要从电网端进行升级改造。这意味着前期的巨大成本投入，这笔钱从哪里出？这成了横在分布式大发展面前的一大障碍。

湖北一位电力行业人士告诉记者，一般电网公司所属区域的电网建设都由电网公司自己投资，包括与新能源项目相关的接网及输配电工程。

“一些重大项目比如国家重大水利建设、农网升级改造等，政府基金也会出资支持。工商业电费里面有一项政府基金及附加，这笔钱就是用于电网改造的。不过平价上网新能源项目目前还没有政府专项资金支持，建设成本基本全由电网企业承担。”上述电力人士告诉记者。

那么，能满足新能源装机并网需求的电网扩容建设，到底需要怎样一笔资金投入呢？

1月16日，中国能源研究会能源金融分会名誉主任委员杨亚表示，到2050年初步预计全国配电网系统累计投资将超过15万亿元。很显然，单纯依靠电网公司去投资这笔钱，对电网企业是个不小的压力，难度极大。

张晓斌在直播间对话中向行业呼吁 ，新能源制造企业应为快速发展所带来的增量配电网、农网改造、配网端高昂的建设成本和额外成本买单。

杨亚则建议，引入多元化社会资本、多种商业模式来拓宽配电网的投资渠道，以合理的市场化收益来吸引社会资本有序参与。

除了需要解决钱从哪里来的问题，电网建设与升级，在政策和技术层面都是复杂而艰巨的工程。

有接近电网系统的人士针对消纳问题建议，可以将所发电量送往更高等级高压线路，比如利用“省间联络线”输送至其他省份。不过，前述电力行业人士则认为，这种方式原理上可行，但实操中面临方方面面的综合性问题。他表示，“特高压线路建设涉及到方方面面，比如需要考虑涉及地区的地方工业数据、社会用电等经济数据。因为电力调度的原则是经济性、以用定发。这意味着，其建设周期也会很长。”

一位长期关注新能源的资深人士则表示，当前遇到的分布式光伏并网难问题，归根结底就是新能源发电要融入以煤电为发电主体的电力体系而产生的种种不适。既然新型电力系统定位为以新能源为主体，那火电和电网系统就需要主动改变，而这恐怕要上达最高决策层才能彻底推动解决。

原标题：分布式光伏陷入“成长的烦恼”：电网容量告急，消纳“红区”何解？