2024年1月26日，国家能源局发布《2023年全国电力工业统计数据》，数据显示，2023年1~12月光伏新增装机216.88GW，同比增长148.12%。

而此前，2023年前三季度，我国分布式光伏新增装机达67.14 GW（比集中式要多5.34 GW），按此推断，2023年分布式光伏全年装机超过100 GW了，是光伏新增装机的主力了。

近年来，由于市场的装机快速攀升，分布式光伏市场出现了一系列问题和乱象，在此背景下，多地出台了分布式光伏“新政”，以规范市场秩序，促进分布式光伏的可持续发展。

首先是分布式光伏界定方面，近年来，有些地区出现了地面电站“化整为零”、拆分为“全额上网”的分布式光伏，然而实际上，这些项目的开发和运行并未充分发挥分布式光伏的优势，反而更类似于集中式电站。这些项目的快速发展并没有改善电网的基础构造，反而过度占用配电网接入资源，对整个电网的平衡产生了压力。

为此，湖南、湖北、安徽等地纷纷出台政策予以规范，具体来看，湖北要求地面光伏电站不论规模大小，均按照集中式光伏电站管理；湖南将分布式光伏项目分为工商业屋顶分布式、工商业户用分布式和户用自然人分布式；并要求工商业屋顶分布式单户总装机规模不超过20MW，单点容量小于6MW，年自发自用比例不低于70%；安徽则强调了单点容量小于6MW的要求。

其次，不少地区明确了将其中一些分布式光伏纳入年度规模管理。早在2021年内蒙古就明确将工商业分布式光伏纳入年度规模管理，纳入后，方可履行备案手续；2022年河北也提出地面分布式光伏发电项目，纳入年度保障性规模管理；2023年安徽也规定新增备案小于6MW的地面光伏电站纳入年度建设规模管理，未纳入年度建设规模的项目不得开工建设、不得并网。

对商业模式严控与规范也是地方政府政策聚焦的关注点。当前，随着分布式市场的蓬勃发展，各种乱象也随之涌现，如“光伏贷”骗局、合同骗局等。

由此，很多地区对于户用光伏的商业模式都做出了一定限制。安徽要求，自然人全款购模式户用光伏项目由电网企业代自然人向当地能源主管部门申请备案，其他分布式光伏项目由屋顶产权所有人自主选择投资开发企业后，由投资开发企业申请备案；湖北强调光伏贷或设备租赁模式的项目以居民为投资方和备案人，电网企业应向备案人提示风险；河北、河南山东等地明确将租赁他人屋顶或向居民出租光伏发电设施等以营利为目的的分布式光伏项目列为非自然人光伏项目，此类项目应由企业统一备案，并按照非自然人受理报装手续。

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？

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。除了上述6省外，也有其他省份也陆续公布了红黄绿区，湖北，江西等的接入容量也明显不足。

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。

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。

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，该如何突围？

光伏配储、整村汇流、源网荷储，多模式上网，分布式光伏奋力突围中。

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”。

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。

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。

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

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。

但不能忽视的是，虽然储能短时调节为光伏消纳提供可行方案，但相比于新能源快速发展的总体趋势，新能源高效利用压力仍然在持续加大。

有业内人士指出，光储协同新型储能关键技术和利用水平有待提升，储能安全管理和商业模式有待完善。阳光电源副董事长顾亦磊也指出，光伏消纳还需要储能配合，但目前储能的利用率非常低，很多机制没有打通，且规则制定没有非常合理。

王淑娟在分布式发展论坛上提到，国内分布式市场面临三个挑战：一是并网困难区域越来越多，各地能源主管部门对分布式市场更加严格，越来越多的地区成为“接入承载力红色警戒区”，无新增空间、消纳压力大地区，暂停备案；二是并网后，例如河南部分地区出现中午拉闸限电情况；挑战三，是市场化交易带来电价下降风险。

山东省太阳能行业协会常务副会长张晓斌也提到，2023年光伏产业发展的成绩非常亮眼，但行业对2024年依然有比较大的焦虑，无论生产性还是开发性，对未来的预判不确定。

他提到，原先对分布式市场的预判是考虑屋顶资源，但在实际工作中，会发现电网对开发的限制越来越明显。原因就是在于各省电网基建强度不一样，各个省的消纳负荷情况不同，导致出力中心和负荷中心不匹配。这对分布式光伏下一步发展提出很大挑战。

谈及今年分布式市场变化，张晓斌认为，让利给电网的灵活调节已经到了关键时候。此前多年，光伏上游制造成本下降后带来的利润空间，通常是采取让利终端业主或者渠道的方式。但这个思路需要改变。但是，如何将利润转移到支持分布式电网建设上，以及实现让利后是换成储能的调节，还是容量补偿的方式，业内仍然在探索可行的方向。

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，而这更多的是需要决策层思考解决。