7月20日，在光伏行业2023年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会上，国家能源局新能源和可再生能源司新能源处处长邢翼腾认为，光伏产业上游扩产规模巨大，已经出现了一些过热的苗头，各地配置新能源项目强制捆绑产业加速了乱象；2023年上半年，新增装机规模大幅增长，电力消纳和电网接入矛盾增加的风险，行业大起大落的风险也在加大
。
2023年一季度全国新增光伏并网容量为3365.6万千瓦，其中分布式光伏为1813万千瓦，占新增总容量的53.9%。河南、山东、江苏的分布式光伏新增容量位居全国前三。

在上游材料价格下降、“整县推进”试点政策、分布式项目的“集中开发”模式及企业跨界进入分布式光伏市场的共同影响下，河南、山东等地分布式光伏迎来大爆发。而装机容量的高增速与农村、乡镇负荷增长速度的不匹配，使得主要定位为自发自用的分布式光伏反送电网的电量增加，给电力系统运行带来风险，也增加了电力市场主体之间利益分配的复杂性。

另一方面，华东、南方部分省区的分布式光伏市场需求尚未被完全释放。华东、南方区域建筑屋顶面积小、平整度较低等特点，使得分布式光伏特别是户用光伏发展相较北方更加“冷静”。但业内人士分析，近两年来，随着燃煤发电交易价格的上浮，工商业用户节省电费的动力渐强，开始更加关注分布式光伏，这种需求与自发自用的定位是匹配的，应放开单个项目的容量限制，“因户制宜”，鼓励发展。

为了调整分布式光伏的发展节奏，河南、山东、安徽等地先后出台规范分布式光伏发展的相关政策，部分地方要求分布式光伏强制配储，有分布式投资商担心，限制、约束甚至叫停将成为趋势。

事实上，省区与省区、城市与城市、乡村与乡村之间，发展分布式光伏的条件差异巨大，全面推进或是全面叫停都不合时宜。梳理各地的承载能力，并适时进行信息披露，对分布式光伏形成投资指引是更加科学的思路。

随着光伏、储能等分布式资源规模的不断扩大，配电网的物理结构正在发生改变。分布式资源与电力系统其他市场主体之间的竞争关系也更加突出，要求分布式资源承担系统责任的呼声越来越高。邢翼腾在前述研讨会上提到，随着分布式光伏规模的快速扩大，配电网承载力不足矛盾突出，分布式光伏参与电力市场已经提上议事日程。

分布式资源参与电力市场，并不是直接参与到当前的批发市场中。对于配网侧出现的新技术、新业态，首先应该在配网侧考虑解决方案，分布式资源与负荷需求如何在一定地理范围内实现就地平衡，批发市场如何统筹利用分布式与集中式资源，大电网的备用和保底价值如何体现等命题已经摆在眼前。

原标题：分布式光伏：配电网的新命题