文｜华夏能源网
面临消纳难题的分布式光伏，试图挣脱电网“瓶颈”来寻求新的生路。
华夏能源网获悉，6月中旬，四川发改委、四川省能源局联合发布了《关于做好分布式光伏开发建设有关事项的通知》（下称“《通知》”），率先明确了“分布式光伏备案无需取得电力消纳意见”。
无独有偶，5月29日，河南省发改委一口气下发了事关源网荷储一体化项目实施细则的三份文件（《河南省工业企业源网荷储一体化项目实施细则（征求意见稿）》、《河南省增量配电网类源网荷储一体化项目实施细则（征求意见稿）》、《河南省农村地区源网荷储一体化项目实施细则（征求意见稿）》），提出“逐步探索构建离网型微电网，形成稳定的就地绿电供应”战略目标。
四川与河南相继推出的新政，和2023年以来配电网容量告急导致的“红区”问题息息相关。在局部地区，甚至有分布式光伏项目接电网通知，被要求中午弃光几个小时。
要看懂两省的新政策，首先要理清分布式光伏与电网二者的关系——电网四通八达，可以让分布式光伏取得飞跃式发展；电网捉襟见肘，分布式光伏消纳遇阻，火热发展势头迅速熄火。
那么，分布式光伏在电网建设短时间内难有大发展的情况下，是否有一些现实可行的突破路径呢？
分布式备案能绕过电网吗？
先来看四川的分布式光伏备案“新政”：分布式光伏备案“无需取得电力消纳意见”。
《通知》还强调，对于设置分布式光伏备案前置条件的地区，有关市（州）能源主管部门应立即组织开展自查自纠，即时整改，不得擅自增减分布式光伏备案审查条件。
华夏能源网注意到，四川省在2017年发布的分布式光伏项目管理的相关文件中，曾要求纳入建设规模指标管理的分布式光伏项目，备案需出具电网企业电力消纳意见。
具体备案条件为“单个项目在2MW 以下的由市（州）电网企业出具消纳意见，2MW及以上、20MW 以下的由省级电网企业出具消纳意见”。
对比可见，新政策是来了一个“大反转”，无论是2MW 以下的项目，还是2MW及以上的项目，也就是说包括户用光伏、工商业光伏在内的全部分布式光伏项目备案，都不需要电网企业的电力消纳意见了。
四川此次分布式光伏备案“新政”的初衷，这或许是与分布式光伏“简化备案流程”的大潮流相关。
但是亦有在四川地区户用光伏从业人士对华夏能源网表示，四川分布式光伏近来亦因为逼近配电网容量空间上限而出现接网困难，因而，《通知》的出台旨在释放拓宽装机空间、促进四川分布式光伏的发展。
2023年以来，先是在冀鲁豫的部分市县，因配电网承载能力饱和，户用光伏在380伏侧被叫停了并网申请。其后国家能源局组织调查评估显示，仅山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个省份，就有超过150个地区分布式光伏已无新增接网空间。
进入2024年，越来越多的省份出现了分布式光伏接网红区问题（见此前报道：《分布式光伏陷入“成长的烦恼”：电网容量告急，消纳“红区”何解？｜深度》）：2月底，湖南省湘潭市区全境内屋顶分布式光伏项目宣布暂停；5月23日，内蒙古自治区通辽市开鲁县暂缓办理户用分布式光伏项目备案；6月17日，海南省陵水县暂停受理分布式光伏项目备案……
四川选择“撇开”电网企业的分布式光伏备案“新政”，会产生哪些效果？
首先，备案速度肯定会加快，更主要的是，没有了电网企业电力消纳意见这个“硬杠杠”，理论上来说也就不会有电网企业“把项目卡下来”那么一说了。
可问题是，如果配电网不够用呢？这仍是当下的现实状况。如果四川各市（州）也因为逼近配电网容量上限而成为接网红区了，不排除政府还会出台一纸红头文件，宣布分布式光伏项目备案暂停。
实际上，真正决定分布式光伏能否并网，核心的原因并不是备案流程，而是要建更多的配电网。
但配电网建设不是一蹴而就的。尽管配电网建设已经列入了各级政府的规划之中，但其核心问题“建设主体是谁”，并没有得到明确。
大电网的电网建设工作重心，仍在输电方面；省级能源规划也鲜有明确配电网建设怎样具体落地的；增量配电网遇挫之后，社会资本对配电网的兴趣也已消弭殆尽。
况且，即使配电网扩容很快成行，也不是空间无限的，即使配电网扩容一倍，随着分布式光伏持续上量发展，也很快又要重复面临接网难题。
源网储荷一体化命门何在？
河南的思路则是“源网荷储一体化”。
所谓“源网荷储一体化”，是指在一定区域范围内，尤其是小型配电网范围内，整合电源、电网、负荷和储能等各环节，提高区域内电力供需的灵活性、可靠性和可持续性。主要是为适应新能源发电特性而为其量身打造的一套小型系统。
2022年以来，各省在国家政策的号召下，积极申报了大量源网荷储的试点项目。然而截至目前，各地源网荷储试点真正做成的屈指可数。
究其原因，主要是配电网没有自己的独立电源，很多用电大户，诸如园区或者工业企业，希望实现风、光绿电直接供应，同时再匹配相应的负荷与储能。
但在各省现实中，大电网严格控制着配电网的电源接入，源网荷储一体化一直处于“悬空”状态。
河南的源网荷储一体化思路（征求意见阶段），还是可圈可点的。
在河南源网荷储一体化模式下，配电网变身为有源配电网，就是把分布式光伏分配给配电网，然后绿色电力直供周边负荷，即新能源不与大电网连接，直接接入试点项目下辖的园区、工业企业以及其他电力用户。
不与大电网连接有何好处呢？
好处之一是省去了给大电网的过网费，降低了用电成本。例如，河南一个连接110千伏变电站的工商业用户，需要支付0.121元/度的过网费，一家年用电量5亿度的企业，一年可以节省电费支出约6000万元。
另一大好处在于分布式发电的“量价确定性”增加。分布式光伏如能通过配电网电力直供周边负荷，消纳电量更有保障了，并且电价也不用受各种因素的百般“拿捏”了。量价的确定性增加了，收益自然也更有保障。
不过，政策是理想化的，在落地执行中面临的挑战不会少。
文件称，“逐步探索构建离网型微电网，形成稳定的就地绿电供应”。河南这一试图打破电网旧有格局的源网荷储一体化模式，其命门其实还是掌握在大电网手上，因为它离不开大电网。
分布式光伏发电波动性、间歇性的特性，是不会改变的。
即便源网荷储一体化项目中的负荷端——周边园区、工商企业，希望直接接入分布式光伏，分布式光伏也希望直供周边园区、工商企业，但在分布式光伏发不出电的时候何解？连续性负荷怎么受得了“垃圾电”？
因此，值得注意的是，河南省第二份文件中提及，“增量配电网类项目原则上应配置不低于新能源规模15%的集中式独立储能装置。”河南提出配储要求，也是考虑到了供电稳定性的问题。
事实上，考验河南源网荷储一体化模式或称“离网型微电网”的试金石，是有源配电网接入风电光伏分布式新能源的同时，能不能把周边火电厂也一起分配给它。
如没有这一条，风光的“垃圾电”特性就没办法得到克服，这套模式也就运转不起来。
分布式光伏无法离网“单飞”
回顾分布式发展的历程，分布式光伏与大电网之间，也曾经有过短暂的“蜜月期”。
在新能源装机和发电量整体占比很少的时候，分布式光伏发出的每一度电都会被大电网保量保价全额收购。那时候分布式光伏能够“野蛮生长”，既没有因配电网容量不足而接网困难，也不会在接网后电网消纳不了而被迫弃光。
而一旦分布式光伏狂飙突进起量上量了，尤其是当新能源装机量、发电量超过大电网的承载力的时候，步伐缓慢的大电网就有点不适应了，其表现就是分布式光伏接网困难和弃光。弃光方面，以分布式光伏大省河南为例，2023年以来，河南多地分布式光伏业主接电网通知中午停发5～7个小时不等。
源网矛盾多发之际，相关部门已经对新能源95%消纳红线做出了调整。
5月29日晚，国务院印发《2024-2025年节能降碳行动方案》（下称《行动方案》）提出，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%。
业内人士认为，下调新能源利用率，旨在为新能源装机的进一步增长释放空间，并预言这一政策调整将带动近100GW左右的新增风电和光伏装机。
然而，被外界忽视的是，在松动电网新能源消纳红线的同时，《行动方案》特别提出，要“提升电网对可再生能源的消纳能力，加大非化石能源开发力度”，并且“到2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右。”
也就是说，包括分布式光伏在内的新能源要想取得进一步的发展，电网升级才是最关键的环节。
为有效缓解分布式光伏的接网“烦恼”，分布式光伏都需要与电网密切合作并充分调动电网的积极性。各地为推动本地分布式光伏装机增长所采取的简化备案流程，以及试图构建“离网型微电网”的实践，如离开电网的有效配合，都是很难取得成功的。
近年来源网矛盾多发，与地方政府主导下的分布式光伏开发模式也有很大关系。
各地方的风光分布式装机位列优先级，而新能源规划的同时却忽略了配套电网基础设施。导致分布式光伏项目上得快上得猛，配套电网建设却步伐缓慢。
“解铃还须系铃人”。要从根本上解决接网与弃光难题，分布式光伏与电网一体规划、一体推进至关重要，忽视电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力的提升，分布式光伏的发展就将成为无源之水、无本之木。分布式光伏是没有办法离网“单飞”的。