在光伏产业持续快速地发展的趋势下,分布式光伏也进入发展的快车道，据国家能源局多个方面数据显示，2023年1-9月分布式光伏新增装机67.13GW，其中工商业光伏新增装机34.16GW，同比增长82%，户用光伏新增装机32.97GW，同比增长99%，分布式光伏新增装机已连续两年赶超集中式。

  随着分布式光伏装机占比不断攀升，所带来的电力消纳问题日渐凸显，各地分布式光伏装机容量陆续告急，甚至有些地区已出现无开放容量的情况。

  最近,山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建、河北等地陆续发布分布式光伏接网承载力情况评估情况，在已发布的分布式光伏可开放容量地区中，据不完全统计，5省118个县市可开放容量为0。

  近日，黑龙江刚刚下发关于分布式光伏接入电网承载力情况的公告，截止11月底13个市当中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、双鸭山市、黑河市、大兴安岭地区、伊春市接网容量低于50MW，鸡西市、牡丹江市接网容量低于100MW，公告规定对于容量为0的区县暂停分布式项目备案 ，暂停新增分布式项目接入。

  山东作为光伏装机大省，经过多年的发展，目前分布式光伏并网容量也出现了受限、预警的情况，12月18日，山东省能源局发布《关于发布分布式光伏接入电网承载力评估结果的公告》，评估了全省136个县（市、区）低压配网接网预警等级以及接网消纳困难情况。

  其中，37个县市出现无法消纳的情况，53个县市分布式光伏并网受限，43个县市接网预警等级为“一般”，其余40个县市接网预警等级为“良好”。

  此外，福建、河南、广东、河北、辽宁营口、浙江等都在此前相继发布了分布式光伏接入电网承载力情况的公告。

  以广东、河北接网容量问题较为突出，其中，广东已出现多地电网饱和情况，11个县市无分布式光伏可接网容量，13个县市可接网容量小于50MW。据了解，广东共有124个县级区域，目前分布式光伏安装受限区域占比将近20%。

  河北近些年分布式光伏发展势头强劲，随之而来的也是面临接网容量慢慢地减少的局面，河北公布第四季度分布式光伏可开放容量，据统计，保定徐水区5.01MW、保定高阳县4.66MW、高碑店市23.1MW、沧州任丘市58.43MW、雄安新区安新县46.62MW，很多地区开放容量为0。

  辽宁作为东北新能源产业布局实践者，近年来随着分布式光伏装机增速、装机规模扩大、电力消纳问题也逐渐涌现出来，其中，辽宁营口接网容量就不容乐观，据公开资料显示，营口地区分布式可新增容量仅为981.97MW。而此前2022年1月至2023年5月期间，营口已备案未并网的光伏容量就已经 1527.06MW，已远超营口地区分布式可接入承载能力。

  河南作为2023年前三季度分布式光伏新增装机最大的省份，虽然没有像其他省份出现接网容量为0的极端现象，但是可开放容量也是“捉襟见肘”，郑州市目前可开放容量最高达到了2.6GW，其次为洛阳、许昌、焦作、南阳等地，则尚有超500MW的可开放容量，而鹤壁目前开放容量仅为46.85MW。

  福建省也发布《关于发布试点县分布式光伏接入电网承载力信息的通告》，截止2023年9月底，10个试点县中，4个县已经无承载力，3个县容量小于50MW，整体剩余容量仅为982MW。

  日前，浙江省能源局发布《关于发布分布式光伏接入电网承载力情况的公告》。仅衢州江山市低压配网接网预警等级为一般，浙江省整体分布式开放容量较为良好。

  随着分布式光伏“整县推进”的步伐加快，多地分布式光伏开发容量预警甚至会出现容量为0的状况，暂缓并网、暂缓备案以及配置储能慢慢的变成了目前解决分布式光伏消纳问题的重要解决方式。

  湖南、江西、辽宁营口、湖北、河南、广东等6个省份相继发布关于分布式光伏暂停、暂缓分布式光伏项目备案，建设、并网等有关政策。

  湖南省明确暂停未纳入“十四五”建设方案的“全额上网”小型地面分布式光伏电站项目的备案，湖北发布在低压配网接网预警等级为红色的县，暂停分布式光伏项目备案，江西也下发了要求红色预警地区原则上暂停所有分布式电源并网，包括户用光伏，另外，辽宁营口决定暂缓全市新增全分布式光伏项目备案工作，开放时间另行通知。

  河南也明确了优先支持绿域分布式光伏项目，黄色、红域分布式光伏待落实消纳条件后，再行开发建设。

  伴随着暂停或暂缓分布式光伏项目备案，建设，并网等有关政策的落地，分布式光伏配储的相关政策也随即下发，其中河南、江苏、浙江、山东、河北、湖南等多地出台分布式光伏项目配储具体实际的要求，配储比例在8%-30%。

  其中，河南发布通知明确，各级电网主变（配变）所接入的光伏容量（含已备案在建或待建容量）不应超过设备额定容量的80%，并以变压器接入分布式光伏容量比例为基础，按照不同的接入比例划分红黄绿三类区域。根据不同变电站的承载力评估结果，黄域需要配储15%*2小时，红域需要配储20%*2小时。

  浙江针对诸暨、金华两地分布式光伏项目配储规模不低于光伏装机容量10%，另外，山东枣庄、德州两地分布式光伏项目储能配置比例不少于15%，

  分布式配储呈现出势在必行的趋势，然后再储能这条路上，很多投资者似乎不愿与之同行，究其根本，还是目前储能电站不具备良好的经济性，尤其在个别地区要求大比例配储的情况下，会加大分布式光伏项目投资所需成本，会导致延长投资回报周期，这也是目前分布式光伏项目配储难以大范围开展的重要症结。

  一面是接网容量紧缺，一面是配储尚不具备经济性，难道分布式光伏要就此“卡”住了？从长期发展来看，暂缓备案也好，配储也好都仅仅是一时之计，增加配电容量，加强顶层设计，使得电网建设和升级的速度尽快跟上光伏发电的快速推进，才能从根本解决分布式光伏消纳问题。

  各省也在不断探索分布式光伏储能峰谷套利、辅助服务、动态增容、应急备用等多元化盈利方式，然而这些模式目前尚不成熟。

  国家发改委能源研究所研究员时璟丽提出建议，户用光伏应根据各地不同发展阶段调整开发和商业模式，当前多地户用光伏并网消纳形势严峻，在户用光伏达到特殊的比例的地区，可以推广集中汇流模式，实现台区和线路增容，集中汇流后的光伏系统可配储、可控、可调和参与市场。

  集中汇流户用光伏项目开发模式是将居民屋顶进行整合开发，根据屋顶大小和集中程度选择正真适合容量的逆变器进行配置，最后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10千伏线路并入电网。这种模式既降低了负载，实现就近消纳，还可利用当地现有变压器容量，做到最大限度安装光伏。

  目前山东聊城、德州等地慢慢的开始针对“集中汇流”进行应用试点，探索“集中汇流+储能”的模式；另外，广西南宁发布《南宁市分布式光伏发电项目管理暂行办法》的公告中提出，鼓励积极推广“集中汇流+租赁储能”光伏项目建设模式。

  最早实践落地集中汇流的便是山东，在2021年山东省济南市西岭角村，全村450户村民，有200户的屋顶都装上光伏发电站，总容量有3.27MW，预计每年发电400千万时，每年帮每户村民增收3000余元，而西岭角村的光伏开发模式就是典型的整村集中汇流模式，整村集中汇流开发将整村屋顶集中打包，由企业统一开发，建设，并采用集中汇流模式并网。

  在针对分布式光伏无法消纳这一痛点方面，山东、福建等多地还摸索出台区配储的模式，以此来削弱分布式光伏对电网带来的负担。

  台区储能是指安装在配电台区，用于动态扩容、平抑负荷波动和平滑台区内新能源发电输出的储能系统，可以使整个台区变为一个稳定的负荷或电源，提升电能质量和电网安全。

  台区储能能大大的提升光伏自发自用率，将负荷用不完的光伏电能用蓄电池储存，在负荷高峰时释放储存的电能，优化光伏输出曲线，将电网无法消纳的部分能量先储存起来，在其他时段并网，减少因弃光限电造成的浪费。

  目前安徽、湖北、河南在如何提升消纳能力方面，都重点指出探索在消纳困难变电站(台区)集中配置或租赁独立储能设施，提升就地消纳能力。

  山东、福建已经率先迈出第一步，在针对分布式光伏消纳压力大的地区建设多个台区储能示范项目，在配置台区储能的示范地区，实现台区弹性增容，变压器负载率也得到了稳定的控制，为分布式光伏发电高效、灵活消纳提供了便利。

  山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌介绍，分布式台区配储模式之所以不需要新能源企业承担相关的成本，核心是通过成本转移，减少终端开发的业务费来投资储能。目前锂电池储能系统的采购成本硬件一下子就下降，在不考虑峰谷套利，默认“平充平放”的情况下，加上转换损耗和相关的运维，按照15%的配储比例，储能算进光伏系统的成本约在0.4元/W-0.5元/W。这在某种程度上预示着，光伏企业完全有条件把一部分终端业务费转移出来配置储能。

  在面对分布式光伏容量逐渐紧缺甚至0容量的情况下，如果能利用平台获取空间容量，将成本转移来投资储能，分布式台区储能模式便具有了经济性。