“红区”继续扩大，超450县接入困难！

近日，国网安徽省电力公司公布了2024年第四季度各地市配电网可开放容量和受限情况，合肥、芜湖、阜阳、蚌埠等11个地市，共57个220kV变电站供电区，被列入接网消纳困难区域，也就是分布式光伏接入“红区”。

前不久，广东省能源局也发布了2024年第三季度接网消纳困难区域名单，以及低压配电网接网预警等级公告。根据公告，韶关、河源、梅州、惠州、江门、阳江、湛江等7个地市共40个220kV变电站供电区，存在接网消纳困难问题。

放眼全国，2024年以来，分布式光伏接入消纳“红区”继续扩大！最新的公开数据显示，截至目前，全国已有超过450个县出现低压承载力红色区域，分布式光伏接入受限，其中：

安徽：57个变电站供电区分布式光伏接网消纳困难。

广东：40个变电站供电区分布式光伏接网消纳困难。

山西：73个县无分布式消纳空间

河南：全省超一半地区为红区，涉及县级行政区划超70个

辽宁省：超过25个县级单位成为红色区域

黑龙江省：86个变电站供电区分布式光伏接网消纳困难

山东省：2024年有53个县（市、区）低压配网接网预警等级为“受限”（红色）

福建省：截止2024年7月4日，福建全省有27个县分布式电源可接入容量为0

河北省：第三季度，24个县分布式光伏可开放容量为0MW

湖南：截至2024年4月底，分布式光伏接入可开放容量为红色的区县共15个

消纳红区≠光伏禁地！

图源：比亚迪光伏

消纳红区就一定是分布式光伏禁地吗？事实上并非如此。

从国家能源局公布的数据来看，2024年上半年，分布式光伏装机容量势头不减，达到为52.88GW。其中，户用光伏新增总装机15.85GW；工商业光伏新增装机37.03GW，同比上涨达90.47%。

尤其值得注意的是，2024上半年，江苏、安徽、山东三省新增户用光伏装机排名全国前三。可见，尽管很多人认为，山东省分布式光伏已经成为一片“红海”，但其分布式光伏市场潜力仍然不容小觑，安徽也是。

事实上，2024年以来，全国各省都在积极发力缓解分布式接入消纳的“燃眉之急”， 多项政策相继松绑，例如：

7月3日，江西省能源局下发《关于做好屋顶分布式光伏项目备案和并网服务工作的通知》，“通知”明确：各级备案机关不得无故不备案、暂停备案或擅自增加前置条件。接网消纳存在风险的地区，可作风险提示。

电网企业受理消纳意见申请不应设置前置条件，对经过充分论证，采取“四可”、配置调节手段、集中汇流等多种措施后仍无法并网的，可明确注明采取“四可”、配置调节手段、集中汇流等多种措施后仍无法并网。

国网河南发布《关于分布式光伏并网接入工作安排的通知》，要求做好分布式光伏并网服务，推动化解并网接入矛盾。要求对建成暂无法并网的分布式光伏项目，录入营销系统，按时完成并网发电。

6月15日，四川发改委、四川省能源局则联合发布《关于做好分布式光伏开发建设有关事项的通知》‍‍‍‍，通知明确：分布式光伏备案无需取得电力消纳意见。不得擅自增减分布式光伏备案审查条件。

除了政策松绑，放宽分布式光伏项目备案、并网条件外，多省也在尝试通过电价手段和配储等途径，提高各地接受分布式电源并网的能力，让更多项目及时并网成为可能。

例如山东，除了加快改造配电网，提升新能源接入能力外，还在推广“集中汇流+储能”模式，同时推动能源主管部门、电网部门和当地用电大户联动发展，加强顶层设计，为分布式光伏创造更好的发展环境。

具体来看：

由于分布式光伏是基于以低压380V和220V进行并网，目前部分地区分布式尤其是户用光伏接入主要面临的也是低压侧承载力不足、配电网运行等问题，以及380V以下低压缺乏接入空间。

“集中汇流+台区储能”，通过将分布式光伏电站所发电力通过集中汇流后，升压到10kV电压等级消纳，并在台区处配置共享储能，可以降低负载并实现就近消纳，还能充分利用当地现成的变压器容量，做到最大规模的安装光伏。

所谓“集中汇流”，是指根据屋顶光伏体量和集中程度选择合适功率的逆变器，将全村所有光伏项目集中汇流至一台或几台专用的升压变压器，通过10kV线路并入电网，升压变压器由光伏发电开发企业根据当地可开发容量配备。

在户用光伏达到一定比例地区，推广集中汇流模式，实现台区和线路增容，与工商业分布式电站类似，集中汇流后的光伏系统可配储、可控、可调和参与市场。

“台区储能”，则是指在配电网中，通过安装储能设备（如电池、超级电容器等）来实现对电能的储存和释放，以平衡电网负荷和提高供电可靠性的技术。可在削峰填谷、顶峰保供、安全稳定、调频调压等方面助力电网平稳运行。

（图源：中国能建陕西院）

简单来讲，集中汇流主要是解决台区变压器容量不足的问题；而台区储能则是解决线路电量过剩、消纳不足的问题。

目前，山东、河南、广西等多个省份都已提出积极推广“集中汇流+储能”的光伏项目建设模式。

通过设置分时电价，在光伏大发时段刺激用户多用电，可以提升光伏消纳能力。

2023年12月13日，河北省发展改革委发布《关于进一步完善冀北电网工商业及其他用户分时电价政策的通知》。通知提出，2024年1月1日起执行新的分时电价政策：一是优化时段划分，引导用户晚峰负荷向午、夜间转移，设置午间低谷时段提升光伏消纳；二是调整浮动比例，将峰谷电价在平段电价基础上调整浮动比例50%至70%，尖峰电价在峰段电价基础上上浮20%。

自河北迈出第一步之后，到目前为止，全国已有15个省份出台了正式文件或征求意见，在全年或个别月份或重大节日，执行1小时~8小时的谷段电价，详情如下表：

大量分布式光伏接入配电网后，可能会带来的问题之一就是电压越限，即低压配电线路上的电压高于配电变压器出口电压。而配置储能正是治理这种问题的有效手段之一。

通过配置储能，可以在发生电压越限时启动储能设备进行充电，促进光伏发电电量消纳。在用电负荷增加时将储能电量放出，以支撑用电需求。

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，配储比例在8%~30%，时长2~4小时。

破解“红区”并网难题，这些试点项目带来启发！

1.全国首个户用分布式光伏配储项目

2023年11月，光萤新能源——德州示范性储能项目正式运行，该项目位于山东德州临邑县，由光萤新能源有限公司投资建设，是全国首个户用分布式光伏配储项目，共规划了20套100kW/215kWh磷酸铁锂电池台区储能方舱。储能方舱安装在380V低压侧电线杆下，通过电缆并入低压母线。在距离储能约20米远的墙上安装了一个独立电表，直接接入市电。

电站就近存储户用光伏装机量过多而产生的消纳过剩电量，和当地电网约定白天谷电时将发电量储存起来，等到晚上在光伏发电不足的用电负荷高峰时段，暂时按照燃煤电价的标准，将储存的电能正常释放至电网。通过电网、负荷和储能的友好互动，发挥平滑当地充电负荷曲线、优化电能质量的作用。

区别于与传统的台区储能模式，该项目的开发基于山东目前正在积极试点的分布式台区配储思路。在2023年12月19日，山东省5部门联合发布的《关于推进分布式光伏高质量发展的通知》中提到：创新调节手段，探索激励政策，鼓励光伏投资企业、电网企业在消纳困难变电站（台区）配建储能设施，开发建设分布式储能，提升电力系统调节能力，促进分布式光伏就近就地消纳。

2.工商业光伏配储项目

除了农村台区，很多工商业屋顶光伏同样面临并网消纳难题。

潍坊艾泰克高新园所在的诸城县也是光伏并网红区，工厂房屋顶分布式光伏总装机容量13.36MW，年发电量约1600万kWh。

光伏一方面给园区带来绿色低碳生产活动，另一方面会在中午光伏满发时刻给电力系统带来变压器反向过载、低压过电压等问题，影响了电网安全稳定运行，制约了光伏容量进一步增长。此外，企业在高峰电价时段用电较多，有很强的节能降费需求。