近期，多省发布下辖部分地区分布式光伏承载力等级预警，超150个地区分布式光伏已无新增接入空间。例如，湖北省襄阳市全市全域为红区（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）。
早在去年6月，山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份就已开展了分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作。截至2023年12月25日，6个试点省份均已完成分布式光伏电网承载力评估，除浙江外其余5个省份均面临一定的消纳压力。
表1 2023年六试点省份分布式光伏接网承载力评估
分布式光伏难并网，主要由于发电曲线和负荷曲线不匹配，电网净负荷峰值超过变压器可以承受的程度，造成接入容量短缺。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。
针对电网容量受限下户用分布式光伏发电并网难的问题，解决方式主要有四种。
配电改造一方面可通过升级输电线路，来提高电力传输的能力（特别是在负载高峰时）；另一方面可增加变电站容量，以处理更多的电力流量。近年来国网及南网已经加大对配电网的投入，但远水难救近火，配电升级改造难以在短期内对于促进分布式光伏消纳产生明显改善作用。
先进的通信技术和控制架构，可将分布式发电、分布式储能设施、可控负荷等不同类型的分布式资源进行整合协同，更精确地监测和控制电力流动，优化电网运行，实现实时负荷管理、故障检测和快速恢复等功能，提高分布式电源、消纳以及电网的匹配。
例如兰溪市捷安低碳示范园区的智能微电网项目，集合企业用能能耗控制单元、光伏出力检测模块，电网运行潮流分析，储能投切控制，充电桩运行状态实施监控，构建企业级微型“源-网-荷-储”互动单元。但目前我国智能电网、虚拟电厂仍处于初级试点阶段，仍需探索和推广。
需求侧管理，可以优化负荷的分布，避免在某些区域集中发生高负载情况，从而减轻电网的负担。
其中，完善电价机制是一个重要支撑条件。若电价体系未完全体现不同时间段的电力供需情况，则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，导致光伏发展规模与调节能力的发展规模不匹配，需避免将白天全部定成低谷价的“一刀切”，尽快将分时电价向市场化定价转变。
储能是不少省份解决黄区、红区分布式光伏接入的主要手段。例如河南省明确提出，对于黄色、红色区域，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；河北省发改委要求，可开放容量为0的县（区）需配置储能，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。
分布式光伏行业未来或将迎来一段冷静期，两个方面的问题逐渐显现：承载力不足和解决方案成本的上升。
首先，随着分布式光伏项目的快速发展，电网承载能力逐渐成为制约光伏接入的瓶颈。电网的设计和建设需要时间，而分布式光伏项目的迅猛增长可能超过了电网升级的步伐，导致了承载力不足的问题。
其次，为了解决电网承载问题，可行的解决方案往往需要高昂的投资，包括智能电网系统构建和配置储能系统等，这些方案的成本可能限制了投资者的积极性，特别是在政策层面对储能的强制性要求可能增加了投资的不确定性。
为了持续推动户用分布式光伏的发展，需要综合考虑解决方案的成本效益、技术创新和政策支持，以适应电力系统的升级需求和推动可再生能源的可持续发展。
资料来源：国家能源局，各省份能源局，河南省能源大数据中心，智汇光伏，光大证券研究所等
