网讯：国家能源局数据显示，截至2024年6月底，全国光伏发电装机容量达到7.13亿千瓦，同比增长52%，其中分布式光伏3.1亿千瓦，占比超43%。
分布式光伏的爆发式增长随之而来的是电力消纳难题愈发凸显。
2023年6月，国家能源局开展分布式光伏接入电网承载力和提升措施评估试点，并要求山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份按期完成相关评估和结果公布工作。
6省份公布的光伏剩余可开放容量显示，共有26个地区可新增开放容量为零。
2024年以来，全国分布式光伏接入受限问题愈发严重，接入容量为0的“红区”仍在扩大，据不完全统计，目前包括广东、河南、黑龙江、福建等8省份超300个县域已无分布式光伏接入容量，解决分布式光伏并网消纳问题迫在眉睫。
业界普遍认为，确保分布式光伏可持续发展的核心思路是就地与就近消纳，路径选择包括配电网改造、微电网、虚拟电厂建设、部署储能等灵活性资源、完善电力市场化交易机制、提升终端电气化水平等等。
其中，储能是电力灵活性调节资源，也是智能微网、虚拟电厂等场景应用的关键构成，通过工商业储能等分布式储能设施部署，探索户用光伏与储能系统结合将有助于分布式光伏消纳。
据不完全统计，2022年至今，已有21省份发布分布式光伏配储政策，配储比例要求多在8%-30%，时长2-4小时，主要模式包括配置用户侧储能、租赁储能、建设分布式共享储能和建设台区储能等。
从今年以来各地出台的分布式光伏配储政策来看，集中汇流+台区储能渐成趋势。
最早提出这一模式的是光伏大省山东，早在2021年，山东省济南市便开展了集中汇流的尝试，目前，山东聊城、德州等地已开始针对“集中汇流”进行应用试点，探索“集中汇流+储能”的模式。
此后，这一模式在其他省份逐渐兴起。
2023年12月11日，广西南宁市发改委在《南宁市分布式光伏发电项目管理暂行办法》（征求意见稿）提到，鼓励新建光伏项目按照10%、2小时以上配建或租赁储能系统容量。办法同时提出，积极推广“集中汇流+租赁储能”光伏项目建设模式。
今年2月，江西省能源局发布的《关于进一步推进屋顶分布式光伏健康有序发展的通知》提出，鼓励屋顶分布式光伏通过储能等手段提高调峰能力。在电网承载力评估等级为黄色、红色的区域，可通过配建储能(包括租用、异地配储等模式)、集中汇流等措施提高电网承载力。
4月19日，河南省发改委发布的《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“分布式光伏集中汇流+储能”的开发建设模式，要求绿电自用电量50%以上，剩余部分参与市场化交易；储能配置50%*2h。
8月12日，江苏省发改委印发《省发展改革委关于高质量做好全省分布式光伏接网消纳的通知》，未来将重点提升电网综合承载能力，到2025年分布式光伏接网能力将扩容至50GW以上，到2030年将不低于80GW。
具体措施包括因地制宜发展分布式储能，分布式光伏投资企业可自愿按照一定比例配建或租赁分布式储能设施，并以聚合共建、租赁共享等模式集中统筹建设分布式电网侧储能。
通知明确，优先就近就低接入电网，不具备低压接入条件的地区，可通过汇流升压至中、高压配电网或在相应变电站（台区）配置独立储能等方式改善接入条件，经接入系统评估满足电网安全要求后安排接入。
集中汇流是指将低压区分散的分布式项目，集中汇至一台或几台专用升压变压器，并入10千伏或35千伏等电网中压区，以实现电力在更大范围的消纳。
在户用光伏达到一定比例地区，推广集中汇流模式，可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。
台区储能是指安装在配电台区内，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，可以使整个台区变成一个稳定的负荷或电源，从而提升配电网电能质量和供电安全。
目前，户用光伏多分布在用电量小且电网承载力弱的农村地区，在电芯、系统等储能设备价格持续下行的当下，在配电台区增设储能设备更具经济性、灵活性。
分布式台区配储既可提升分布式光伏就近消纳的能力，同时也可解决配电低压支线方向重过载和用户过电压的问题，实现台区的弹性增容。
集中汇流与台区储能针对的问题不同，集中汇流解决的问题主要是台区变压器容量不足的问题，台区配储解决的是线路电量过剩、消纳不足的问题，两者搭配能解决台区变压器容量及消纳问题，这也是越来越多的省份重点发展这一模式的原因。
从实际应用来看，2024年以来，台区储能的热度持续高涨，多个标志性项目成功投运。
4月15日，国内规模最大台区分布式储能项目在陕西西安近期投运。该项目总共部署安装149套台区分布式储能设备，合计规模约14.1MW/30.0MWh，分布在西安市七个区县内的130个村中。
5月31日，石家庄市栾城区北赵台柔性资源台区储能试点项目正式进入投运状态，该项目是河北南网依托电力柔性资源聚合平台建设的首个台区储能试点项目，项目建设规模为100千瓦/215千瓦时。
被越来越多省份推崇的集中汇流+台区储能模式是破解分布式光伏消纳难的最优解吗？
显然，现阶段，这两种模式仍存在诸多问题需要解决。
对于分布式光伏配置储能，业内一直存有争议，集中式新能源强配储能配而不用目前仍然突出，分布式光伏配置储能会不会也存在这一问题仍需观察，比如全额上网的380伏户用光伏系统无法实现可调可控，部分地区不允许上网，配储难度大。
有专家认为，各地方应取消要求分布式光伏配置储能的要求，鼓励利用好峰谷电价政策和辅助服务、容量市场等，将配置电化学储能的意愿和决定权交由开发企业。
从各地发布的分布式光伏配储政策来看，强制配储的占少数，多以鼓励为主，江苏最新推出的政策则明确分布式光伏投资企业可自愿按照一定比例配建或租赁分布式储能设施，体现了地方政策朝着合理、灵活的方向转变。
也有观点认为，除了配储，还要推动分布式光伏参与电力现货市场，通过竞价促进消纳、通过价格机制调节负荷，提高用户主动采购绿电的意识。
江苏前不久出台的政策带有一定的指向性和前瞻性，提出试点开展分布式光伏聚合参与省内绿电交易，充分发挥电力市场机制作用，实现分布式光伏就近消纳、高效消纳。
就台区配储而言，现阶段面临着谁来投资、标准缺失、如何配置合理容量、设备差异化，售后维护难等多个问题，另外并网的政策及标准不明确，并网存在较大困难。
集中汇流配储能模式中，集中汇流与储能设备需同时匹配，投资成本较高，由于分布式光伏较为分散，开发周期长、开发难度较大，增加了分布式发电的并网成本，缺乏经济性。
资料显示，开展集中汇流，需要增加的成本包括一次二次电气化设备改造、静止无功发生器的安装、配置智能开关、新建升压站，乃至加装储能等等，同时，每公里的送出线路建设也至少在20万以上。
