分布式光伏消纳尚存挑战。湖北某市级供电公司日前发布的《关于分布式光伏可接入容量的报告》指出，在同时满足该市主网及220千伏不反送且各级设备反向负载率不超过80%约束情况下，全市全域为红区，各电压各级变电站、10千伏线路及台区2024年分布式电源可接入容量为0万千瓦。红区，意味着在承载力得到有效改善前，暂停新增分布式电源接入。除了红区外，还有黄区和绿区，黄区代表承载力已接近饱和，确需接入的项目应开展专项分析，绿区则是推荐分布式光伏接入。这是根据2019年国家能源局发布的《分布式电源接入电网承载力评估导则》行业标准划分的分布式电源承载力等级。

《中国能源报》记者注意到，近期，湖北、黑龙江、江西、河南、广东等多省发布下辖部分地区分布式光伏承载力等级预警。包括辽宁在内的一些省份则发布相关文件，提出根据本地区电力需求及电网情况，电网公司按季度计算地区（市、县）分布式光伏可接入容量。

去年以来，市场对分布式光伏接入难、消纳难等猜测不断，甚至出现对分布式光伏未来发展前景的担忧。多地为何密集发出分布式光伏接网预警等级？红区真的会影响分布式光伏装机规模吗？备受行业关注的分布式光伏消纳难，该如何破解？
在日前召开的中国光伏行业协会2023年度大会上，围绕“光伏发电未来要担当‘主力电源’，还需完善哪些短板”这一话题，多位光伏企业高管展开讨论，其中消纳成为共识性答案。阿特斯阳光电力集团总裁庄岩直言，消纳是光伏发展最大的问题之一。

在外界看来，各地频频发布分布式光伏接网预警等级，恰好证实了消纳风险，同时预示着分布式光伏未来将面对的窘境。不过，多位业内人士告诉《中国能源报》记者，一些公开信息确实会影响分布式光伏装机增长，但这种影响不一定是消极的，要从两方面考虑。

国务院发展研究中心资环所能源政策研究室副主任韩雪表示：“企业看到各地发布的分布式光伏接网预警等级后，可能会依据消纳条件作投资决策，比如放弃开发红区市场，即使光照资源比较好。同时也要注意，这也可能提高企业开发的紧迫性，甚至引发新一轮抢装。” 韩雪认为，预警等级并非突然出现的新鲜事物，在多地大面积发布预警之前，山东、河北等分布式光伏发展较快的省份，已经在定期发布分布式光伏可开放并网容量信息。“光伏头部企业或比较敏感的企业，也早已在跟踪相关信息。随着光伏组件价格下降，近两年来分布式光伏装机规模大增，让越来越多的省份意识到需要开展这项工作。”

一位行业专家指出，预警等级的作用和意义在于让源侧和电网侧的信息对称，所以不必为此高度紧张。“预警等级相当于提醒，提前告知企业电网接入容量现状，如果不预警，就可能出现大量排队且无法接入的情况。”

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎表示：“即使被划分为红区，也不是‘一杆子打死’不能装，国家能源局在回复文件中表达得很清楚，待电网情况有所改善，可以再进行安装。另外，红区虽然整体消纳能力不足，但其中的一些单点可能还有接入能力。截至目前，大部分分布式光伏项目都在正常有序进行。”
2023年前三季度，我国分布式光伏新增装机达67.14吉瓦，同比增长90%，占比超过集中式达52%，成为光伏新增装机主力。发展分布式光伏，有利于消减电力尖峰负荷、节约优化配电网投资、引导居民绿色消费，国家积极支持开展相关工作。不过在新的发展形势下，分布式光伏后劲如何成为行业关注的焦点。

多位光伏企业高管一致认为，引入储能是促进光伏与其他类型能源协作、竞争的重点。值得注意的是，储能确实成为不少省份解决黄区、红区分布式光伏接入的手段。

《河南省分布式光伏接入电网技术规范（试行）》明确提出，对于黄色、红色区域，通过加大电能替代力度、优化用电负荷曲线、合理布局储能设施、汇集升压接入等方式可提升接入能力。通过配置储能提升承载力的，一般黄色区域不低于项目装机容量15%、2小时，红色区域不低于项目装机容量20%、2小时。

河北省发改委在《关于组织申报地面分布式光伏项目的通知》中也强调，可开放容量为零的县（区）或超出可开放容量申报的项目，需通过安装电网远程调控装置、配置储能（冀北电网和河北南网分别按照20%、15%比例配置，时长不低于2小时）、承诺参与调峰等方式开展项目建设。

对此，上述行业专家指出，各地情况不同，储能并非唯一解决方案。“以黑龙江为例，该省可再生能源发电量全额上网，同时分布式光伏装机规模不多，接入容量紧张不一定完全受分布式光伏装机量影响。但对山东来说，因分布式光伏发展迅猛，越来越多的县可能面临接入容量超过设备额定容量的80%的问题，而安装储能可以将中午大发的电存储起来，存到晚上或早上用，这样就可以缓解弃光或者负电价出现。”

阳光电源副董事长兼光储集团总裁顾亦磊表示，电网消纳可再生能源需要储能配合。“储能近几年装了不少，但利用率比较低。光伏和储能都装了，但储能没有用，所以光伏装机扩容就会受限，目前就卡在这里，有些省份正进行试点，应该很快能解决。”
分布式光伏消纳并非第一次引发热烈讨论。早在2021年，国内就曾出现过因部分供电辖区内个人投资建设分布式光伏项目积极性高涨，光伏电站扎堆新上而造成35千伏变电站接入光伏容量严重超标，导致上级电源220千伏变电站出现反向供电情况。

韩雪告诉《中国能源报》记者：“电网能不能接入分布式光伏取决于很多条件，包括电量条件、电压条件等，并不是设备额定容量超过80%就一定不能接入。应该说，这在很大程度上取决于当地分布式光伏发电曲线和负荷曲线的匹配程度，也就是说取决于电网净负荷的情况，如果电网净负荷峰值超过变压器可以承受的程度，肯定就没有接入容量。”

韩雪进一步分析，分布式光伏无法接入电网的原因是一致的，即电网无法承受，但致使电网承受不了的原因不同，也不能用一种手段去解决接入难题。“比如储能，再比如目前呼声较大的集中汇流。集中汇流确实能够解决更低电压等级不平衡的问题，但如果更高的电压等级也出现反送电情况，那集中汇流也无法解决，只能调节负荷或者增加储能。

“以往的电价体系并未完全体现不同时间段的电力供需情况，因此光伏发电与用电在时间上的错配无法充分通过价格信号体现，供需调节价值也无法反映，以致于光伏发展规模与调节能力的发展规模不匹配。一些地区开始采用分时电价来反映供需形势，以此引导企业开发。”韩雪坦言。

韩雪还强调，由于电网消纳能力不足而出现的分布式光伏接入难、并网难现象在各国均有发生，十分普遍。这一现象背后反映的是分布式光伏迅猛发展，已经超过其配套技术的发展速度。

正泰新能科技有限公司董事长陆川指出，希望通过整个电网、智能微网、虚拟电厂以及一系列的业务发展，带动分布式电源点发展、分布式消纳以及分布式电网的匹配，促进整个行业突破天花板。

原标题：分布式光伏消纳困境怎么破？