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面临消纳难题的分布式光伏，试图摆脱电网“瓶颈”来寻求新的发展。
近期四川发改委、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”。与此同时，在5月29日，河南省发改委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。
四川和河南相继推出的新政，与 2023 年以来配电网容量告急所引发的“红区”问题紧密相连。在部分地区，甚至有分布式光伏项目接到电网通知，被要求在中午弃光数小时。
要弄明白这两省的新政策，首要的是厘清分布式光伏和电网之间的关系——电网若是四通八达，就能促使分布式光伏实现飞跃式发展；电网若捉襟见肘，分布式光伏的消纳就会受阻，其火热的发展态势也会迅速冷却。
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？
首先看四川分布式光伏备案的最新政策：分布式光伏备案“无需取得电力消纳意见”。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。
同时在政务平台所公开的信息中发现四川省曾在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。
但是在四川地区户用光伏从业人士曾表示，四川分布式光伏近来因为逼近配电网容量空间上限而出现接网困难，所以《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。
自2023年起，起初是在冀鲁豫的部分市县，由于配电网的承载能力达到饱和状态，户用光伏在380伏侧的并网申请被停止。之后国家能源局组织的调查评估表明，单单山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建这6个省份，就有超过150个地区的分布式光伏已经没有新增接网的空间。
进入到2024年，越来越多的省份出现了分布式光伏接网红区的问题：2月底的时候，湖南省湘潭市区全域内的屋顶分布式光伏项目宣告暂停；5月23日，内蒙古自治区通辽市开鲁县延缓办理户用分布式光伏项目的备案；6月17日，海南省陵水县也暂停了受理分布式光伏项目的备案……
四川选择“绕开”电网企业的分布式光伏备案政策，会产生哪些效果？
首先，备案速度必然会加快，更为关键的是，没了电网企业电力消纳意见这一“硬杠杠”，从理论上讲，也就不存在电网企业“卡住项目”这种情况了。
然而，倘若配电网容量不足呢？这依旧是当前的实际情况。要是四川各市（州）因接近配电网容量上限而成为接网红区，不排除政府会出台一份红头文件，宣告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的核心因素并非备案流程，而是要建设更多的配电网。
但配电网建设并非能迅速完成。尽管配电网建设已被纳入各级政府的规划里，可其核心问题“谁是建设主体”，尚未得到明确。
大电网的电网建设工作重点，依旧在输电方面；省级能源规划中也很少有明确配电网建设具体如何落实的；增量配电网受挫之后，社会资本对于配电网的兴趣也会降低。
况且，就算配电网扩容能够很快实现，其空间也并非无限的，即便配电网扩容一倍，随着分布式光伏不断增加规模地发展，很快又会再次面临接网难题。
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”，意思是在特定的区域范围内，特别是在小型配电网的范围内，将电源、电网、负荷以及储能等各个环节进行整合，以此增强区域内电力供需的灵活性、可靠性以及可持续性。这主要是为了适应新能源发电的特性专门打造的一套小型系统。
自 2022 年以来，各省在国家政策的召唤下，踊跃申报了众多源网荷储的试点项目。然而到现在为止，各地源网荷储试点真正成功的寥寥无几。
探究其原因，主要在于配电网缺少自身独立的电源，许多用电大户，像园区或者工业企业，期望实现风、光绿电的直接供应，同时再配上相应的负荷与储能。
但在各省的实际情况中，大电网对配电网的电源接入把控严格，源网荷储一体化始终处于“悬空”的状态。
河南的源网荷储一体化思路（处于征求意见阶段），还是值得称赞的。
在河南的源网荷储一体化模式下，配电网转变为有源配电网，即将分布式光伏分配给配电网，然后绿色电力直接供应给周边的负荷，也就是说新能源不与大电网相连，而是直接接入试点项目所管辖的园区、工业企业以及其他电力用户。
不与大电网连接的好处是什么？
其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。
其二在于分布式发电的“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。
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，这套模式就不能运转。
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，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。”
与《行动方案》强调电网消纳责任相一致，今年2月，习近平总书记在中央政治局第十二次集体学习时强调：“要适应能源转型需要，进一步建设好新能源基础设施网络，推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。”
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。
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