“红区”持续蔓延，分布式光伏消纳问题待解

2023年6月，国家能源局开展分布式光伏接入电网承载力和提升措施评估试点的工作，并要求山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份按期完成相关评估和结果公布工作。而依据后续各省发布分布式光伏接入电网承载能力情况的公告，除浙江外，广东、河南、黑龙江、福建、山东均存在部分数个乃至数十个县级单位已无消纳空间和分布式光伏接入容量。自2024年以来，全国分布式光伏接入受限的问题在多个省份持续存在，接入容量为0的“红区”亦有蔓延趋势，据不完全统计，目前广东、河南、黑龙江、福建、山东、山西、辽宁、河北8个省超过300个县域已无分布式光伏接入容量，解决分布式光伏并网消纳问题已迫在眉睫。

▲河南省2023年第4季布分布式光伏可开放容量

▲辽宁省2024年第2季度布分布式光伏可开放容量

8月2日，国家能源局综合司发布《国家能源局综合司关于开展分布式光伏备案接网推进情况专项监管的通知》，通知指出，根据2024年能源监管工作安排，国家能源局决定在河北省、辽宁省、浙江省、安徽省、山东省、河南省、湖北省、湖南省、广东省、贵州省、陕西省这11省开展分布式光伏备案接网推进情况专项监管。

▲《国家能源局综合司关于开展分布式光伏备案接网推进情况专项监管的通知》

本次专项监管工作将聚焦分布式光伏备案、接入电网、交易、结算等工作环节，加强对分布式光伏开发建设的事中事后监管，深入查找问题，针对性地提出监管意见建议，对于后续进一步规范分布式光伏开发建设管理、优化营商环境、提高接入电网服务效率，促进分布式光伏高质量发展将产生积极影响。

可再生能源跨越式发展

带来的消纳之困

双碳背景下，我国可再生能源持续高速增长，据水电总院数据，2023年度我国可再生能源累计装机规模突破15亿kW大关，同比增长24.9%，占全国发电总装机比重51.9%。太阳能发电、风电装机跃升为我国第二、第三大电源。2023年度可再生能源发电量达2.95万亿kW·h，同比增长8.3%，占我国全社会用电量的32%，超过欧盟27国全社会用电量的总和。以风电光伏为代表的新能源绿电发展，是我国实现电力系统脱碳的核心，近年来取得了高速的发展与巨大的成就。

从分布式光伏的发展来看，根据国家能源局数据，截至2023年底，全国累计分布式光伏发电装机超过2.5亿千瓦，占全部光伏发电装机6.09亿千瓦的42%。2021~2023年全国新增分布式光伏装机分别为2928万千瓦、5111万千瓦、9629万千瓦，占新增光伏装机的53%、58%、45%，目前集中式与分布式光伏几乎分庭抗礼，齐头并进，但与集中式光伏一样，高速发展的分布式光伏建设，也面临着消纳难的巨大挑战。
分布式光伏作为贴近终端用电负荷的绿电开发利用形式，一直以来遵循因地制宜、清洁高效、分散布局、就近利用的原则，以“自发自用，余电上网”为主要运行模式。但目前户用光伏就地消纳能力弱、光伏发电时间空间不匹配、分布式电力交易市场化机制不健全、双向互动的电网调节能力不足等问题正制约着分布式光伏的消纳，而当前的电力系统面对高速增长的分布式光伏电源接入，亦愈发力不从心。虽然当前分布式光伏接入难仍是区域性问题，且“红区”也并非无法再建分布式光伏，而是待电网情况有所改善，可以再进行安装。但“红区”的蔓延，依旧掣肘着当前分布式光伏的发展。如何解决分布式光伏的消纳难，是后续推进我国电力系统脱碳、新型电力系统建设以及分布式可再生能源开发利用必须高度关注的问题。

多维度发力破解

分布式光伏消纳困局

分布式光伏的消纳问题是一个综合性问题，核心在于高速发展的可再生能源电力与稍显羸弱的能源系统灵活性之间的矛盾，而能源系统尤其电力系统的灵活性，又受制于终端用能电气化与智慧化水平、电力市场交易机制及储能蓄能等灵活性资源等因素。推动分布式光伏的就地、就近消纳，是遵循分布式光伏“因地制宜、就近利用”原则的体现，同时也是较经济的做法。从路径上来说，主要有以下几方面。

1、完善微电网、虚拟电厂建设

微电网并非一个新的概念，但一方面原有微电网投资运营商的身份主体与获利模式始终模糊不清制约着分布式区域微电网建设与发展，另一方面区别于以能源供给安全角度考虑的“可离网型”微电网，新形势下的微电网建设更应关注区域源网荷储的协调优化及与上级电力系统之间的双向互动与彼此支撑。智能微网通过集成分布式能源资源、储能系统和智能控制技术，实现局部区域内的能源优化配置和供需平衡，可有效提升分布式光伏的就地消纳能力；而虚拟电厂则可通聚合分布式的电源与负荷资源，参与电网的调峰和需求响应，增强电网运行的灵活性和可靠性，从而提高分布式光伏的整体消纳效率和经济性，并为新型电力系统建设提供有力支撑。

2、加快电力市场化交易机制建设

分布式电力交易机制是目前电力市场建设的关键痛点之一，“隔墙售电”模式仍未破冰，如能建立和完善分布式市场化交易机制，试点建立分布式光伏发电项目与电力用户直接交易的模式与相关管理办法和规程，进一步丰富参与电力市场的主体，明确各方责权利，以市场化手段促进分布式绿电就近消纳，可视为一条值得探索的路径。此外，完善分时电价机制，推动电力现货市场建设，进一步强化电力价格信号，亦可有效引导企业调整用电习惯及有序开发，促进绿电消纳水平提升。

3、加快部署储能等灵活性资源

近两年储能行业发展异常迅猛，除电源侧、电网侧储能以外，至今已有超过18个省/市出台分布式配储政策，要求分布式光伏项目配置不低于装机容量一定比例的储能设施，市场化驱动的工商业储能在浙江、江苏、广东等地亦如火如荼般开展。储能作为电力灵活性调节资源，同时也是智能微网、虚拟电厂等业态模式的关键构成，大力推动工商业储能等分布式储能设施部署，探索户用光伏与储能系统的结合及储能参与电力市场的路径与机制，将有助于在未来使储能成为促进分布式光伏消纳、提升电力系统整体性能和推动能源转型的关键手段。

4、大力提升终端用能电气化与智能化水平

实现分布式光伏的就地、就近消纳，必须匹配用户用电负荷与用电需求。在工业屋顶光伏方面，工业用电负荷大，且生产时间与光伏出力时间匹配性强，就地消纳较易实现，而包括整县推进在内的户用光伏，从发用电时间到出力与负荷需求均存在严重错配，导致大量户用光伏发电量必须寻求上网获得收益，难以就地消纳。推进终端用能电气化水平，在户用光伏尤其整县推进农村地区，大力推广电采暖、电动汽车、充电站等电气化用能设备设施，提升用电负荷，可有效提升农村地区及户用场景的分布式光伏消纳能力。