破解分布式光伏消纳难题

5月23日，内蒙古自治区通辽市开鲁县发展和改革委员会、国网开鲁县供电公司发布《关于暂缓办理户用分布式光伏发电项目备案的公告》，暂缓办理户用分布式光伏发电项目备案。这是我国多地分布式并网政策收紧的又一案例。

随着分布式光伏装机的大量增长，部分地区出现了消纳困难的问题。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6个省份围绕分布式光伏接入电网承载力开展评估。半年后，6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。据不完全统计，超过150个县市分布式光伏可接网容量为0，也就是所谓的“红区”。

然而，面对能源转型和碳达峰碳中和需求，未来，包括分布式光伏在内的可再生能源在能源体系中的份额仍将继续增加。今年2月，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》明确提出，到2025年具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力。如何妥善做好分布式光伏的消纳是必须解决的问题。

2023年6月13日，国家能源局发布《关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》，提出将着力解决分布式光伏接网受限等问题，积极评估采用新型配电网、新型储能、负荷侧响应、虚拟电厂等措施打造智能配电网，提高分布式光伏接入电网承载能力。

分布式光伏配储成为多地解决消纳难题的措施。据不完全统计，截至目前，已有9省20地发布分布式光伏配储政策，主要聚集在山东、江苏、浙江、河北等分布式光伏资源和市场发展较好的地区。当发生电压越限时，启动储能设备进行充电，可以促进光伏发电电量消纳。而当用电负荷增加时，又可以将储能电量放出，以支撑用电需求。为了提高业主的积极性，一些地方政府同步提供了补贴政策支持。如浙江绍兴、浙江诸暨、江苏苏州吴江区等陆续出台了分布式光伏配置储能给予补贴的相关政策，主要分为两种，一种是以100～200元/千瓦的装机标准给予一次性补贴，要求年利用小时数不少于600小时，补贴额度逐年退坡;另外一种是按照储能放电电量给予0.3～0.9元/千瓦时的补贴，补贴期限往往会持续2～5年不等。

此外，最近多地在推广集中汇流等模式，实现台区和线路增容，也有部分地区的电力市场政策中开始明确，集中汇流后的光伏系统可配储、可控、可调和参与市场。集中汇流模式是将一个区域的分布式光伏项目集中汇流至一台或几台专用的升压变压器，通过10千伏线路并入电网。集中汇流可解决台区变压器容量不足问题，台区配储可解决线路电量过剩、消纳不足问题，两者可协同搭配。

当然，只靠这些并不能解决分布式光伏消纳的所有问题，还需因地制宜，综合施策。

在项目开发前期，做好分布式光伏开发与并网能力的统筹。去年开始的分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估，为统筹开发与并网能力提供了依据参考。以有序推进整县屋顶光伏开发、启动实施沐光行动，同时进一步加强分布式光伏的规范开发和质量监管。

在电网方面，做好配电网改造，提升配电网承载力和灵活性，配电网数字化、智能化转型全面推进，实现有源配电网与大电网兼容并蓄。有效促进分布式智能电网与大电网融合发展，较好满足分布式电源、新型储能及各类新业态发展需求，为建成覆盖广泛、规模适度、结构合理、功能完善的高质量充电基础设施体系提供有力支撑，以高水平电气化推动实现非化石能源消费目标。据国网江苏省电力有限公司消息，5月22日，我国首个分布式光伏资源开发配置平台在江苏建成。平台创新结合人工智能、工业互联网等先进技术，在国内首次实现江苏全境10万平方千米范围内屋顶分布式光伏资源的大规模精准定位、评估与优化配置，将有效服务分布式光伏产业链发展，全面提升分布式光伏装机、使用效率。为促进分布式光伏的消纳，电网公司正在探索实践。

在电力市场方面，一是推动分布式光伏参与电力市场交易。近期，分布式光伏绿电交易取得新进展。广东、江苏两省成功达成首单绿电交易，浙江省也发布了绿电交易工作细则征求意见通知，明确分布式光伏可以通过聚合形式参与到绿电交易中。国家能源新能源司在有关会议中提及，分布式光伏装机大省应优先进入绿电市场。二是加强需求侧管理。光伏早晚不出力，中午是出力高峰时段，可通过价格机制调节负荷，比如让中午的电价低于早晚，引导用户改变用电习惯，使早晚负荷降下来，中午的负荷涨上去，有助于分布式光伏消纳问题的解决。根据各大企业财报披露，目前，晶科能源、隆基绿能、天合光能、晶澳科技、阿特斯等头部企业均已在美国建厂。