文 | 华夏能源网

分布式光伏大省河南，在探索分布式光伏命运“突围”的路上，走在了各省前列。

分布式光伏发展至今，遇到两大问题：一是接网红区，二是弃光限电，而二者皆有愈演愈烈之趋势。如何突破大电网的接网消纳瓶颈，决定着分布式光伏的前途命运。

河南省希望通过“源网荷储一体化”来破局，也就是“绿电直供”，正在推进大规模试点。

继2024年5月份首次公布了源网荷储一体化项目实施细则之后，2024年12月12日，河南省又印发《关于印发河南省加快推进源网荷储一体化实施方案的通知》，“一口气”安排下了1010个源网荷储一体化项目，并明确在2027年之前全部建成。

绿电直供，被各方寄予厚望。

甚至国家能源局在最新的《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》中，也罕见提出要“探索建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制”。

那么以河南省的政策为例，何谓“源网荷储一体化”？简单来说就是在配电网、微电网单元内实现绿电直供。早在2024年5月的实施细则中，河南就明确提出“逐步探索构建离网型微电网，形成稳定的就地绿电供应”的战略目标。

所谓“离网”、“就地绿电供应”，就是要突破大电网瓶颈，实现直供。

河南省的“源网荷储一体化”最终能否试验成功，意义重大，这决定了各地分布式光伏所面临的消纳困境能否迎刃而解。

河南分布式光伏困局

早在2023年下半年，针对分布式光伏的接网难题，国家能源局在6省组织了专项评估，结果是6省就有150个县成为接网“红区”。

另据不完全统计，截至2024年上半年，分布式光伏接网难题已经席卷了全国逾10个省份，有超过400个县先后出现低压承载力红色区域，包括黑龙江81个县、山西73个县、河南逾70个县、河北南网53个县、广东37个县、山东37个县、辽宁逾20个县、广西10余个县、福建4个试点县。

分布式光伏大省河南，逾70个县成为接网红区，意味着增量空间没有了——但实际上，存量的分布式发电也很难办——那些已经完成并网的分布式光伏项目，也遭遇了被动弃光弃电的问题。

2023年12月2日，河南省新安县分布式光伏电站接到电网通知，当日该县9时到13时之间，所有电站进入停发状态，参与调峰。新安县打响限电“第一枪”之后，相同的戏码在更多地方上演，且颇有“星火燎原”之势。

2024年3月初，据河南漯河地区光伏用户透露，在河南漯河地区“户用光伏的限发时间大概在上午10：00-16:00这个区间”。像漯河地区这样长达6个小时的限发，对于电站收益和未来发电都造成了极大影响。

从该用户提供的某一日通知信息中可以看到，在下午16时左右，低压分布式光伏配合调峰的工作结束，其中，参与调峰的户数为14360户，可见整个调峰的规模还是不小的。

另有河南商丘柳河镇一光伏用户晒出发电实情显示，2024年3月12日，该光伏电站上午9点不到“基本上就没有发电了”，一直到下午大约16:00左右才又恢复正常发电，意味着整个限发时长一度高达7个小时左右。

另一河南某地区分布式光伏用户的发电情况显示，大约从上午10:00开始到下午16：50左右，该电站的发电量为0，限发时间也同样是超过了6小时。

分布式弃光弃电问题，在河南省近年来的发电数据中也有明确印证。

截至2023年底，河南省的光伏装机容量为5909.2万千瓦，占总装机容量的42.5%。‌‌

但新能源的发电量仅为520.3亿千万时，发电量占比仅为16.4%，同比2022年下降了5%。而2024年1-5月份，河南省光伏发电25.38亿千瓦时，同比去年下跌了7.2%。

一边是光伏装机迅速增长，一边是光伏发电量的同比下降，其根源就是分布式光伏的弃光弃电。

一边是受限于愈演愈烈的配电网容量和接网红区，一边是受限于并网之后的高比例弃光限电，河南省分布式光伏两个困局，都与大电网紧密相连。

那么怎样“破局”？河南省把绿电直供推向了台前。

既然现有配电网容量不足，那么为什么不尝试小范围铺设微电网，将分布式光伏与用电工业企业直连？且这一隔墙直连，不但解决了分布式光伏向大电网反送电的问题，同时，离网直供电，分布式光伏消纳难题也得以解决了。而电价方面，分布式光伏将得到一个高电价，工业企业将收获一个低电价。

至此，河南源网荷储一体化的绿电直供，看起来可以实现令各方皆大欢喜。

“离网”运行谈何容易

绿电直供，为何能成为解决分布式困局的“创新”模式？除了有望给分布式发电提电价、同时能够给工业用户降电价，而更核心的是，绿电直供最大的潜力在于，它试图让风分布式光伏摆脱源自大电网的一切束缚。

换句话说，河南绿电直供方案的核心要义在于“离网”。

可有意思的是，河南绿电直供方案的命门，也在于它能否真正做到“离网”。

目前，从自然人户用光伏到大型工商业光伏，其接网电压等级基本都是在35千伏以下。绿电直供，分布式光伏“离网”运行，是说脱离对35千伏以上电压等级电网的依赖，不反向送电、扰动电网，理想情况下还不向35千伏以上电压等级的电网伸手要电。

然而，众所周知光伏发电是出了名的“垃圾电”，没办法24小时全天候独立供电。在河南源网储荷一体化方案中有明确规定，“允许20公里内的光伏、风电相互配合绿电直供，且同时配备储能”，但要知道，工业负荷多属24小时连续不间断负荷，且用电量巨大，河南这一以新能源为主的源网储荷一体化小型系统，事实上还是无法独立供电，还是需要从大电网接入其他电源。

如果做不到真正“离网”、避免不了要向大电网伸手要电，那么，大电网能否积极配合，就成了决定绿电直供前途命运的关键。

这一点，河南省明星“增量配电网”项目——郑州航空港区增量配电网的案例，就诠释了赤裸裸的现实：

几年前，河南增量配电改革如火如荼开展之际，郑州市政府和比亚迪谈成了一个项目——新港新能源产业园，包括动力电池与汽车制造两部分，该产业园建成后年用电量或将超过5亿千瓦时。

为招揽比亚迪，郑州市政府抛出一大橄榄枝是“承诺低电价”。郑州市政府的美丽设想是，由郑州航空港区增量配电网将周边光伏、风电收入囊中，然后向新港新能源产业园直供绿电，此举既促进了新能源消纳，又给比亚迪提供了低价电。

为了提前给比亚迪项目做配套，2022年上半年，郑州航空港区增量配电网的建设运营方——郑州航空港兴港电力有限公司（兴港电力），启动建设配套了110千伏变电站——豫州变电站。经过千辛万苦，耗资近1亿元的豫州变电站于2022年9月建成。

然而，据兴港电力向有关部门提供的资料，从2021年9月起，兴港电力先后14次向国网河南申报电源接入，后者均以该变电站未纳入升级电网规划等理由拒绝受理。让人遗憾的是，兴港电力的绿电直供设想最终只能“胎死腹中”。

万般无奈之下，兴港电力先是将豫州变电站卖给了国网河南，其后2023年3月又传出消息称，郑州航空港区增量配电网也已经被国网河南“收入囊中”......

郑州航空港区增量配电网的尝试，结果是无法真正做到“离网”运行，即无法实现“直供”，彼时的电力系统情况离绿电直供还遥远的很。那么，如今河南寄予厚望的源网荷储一体化项目，就能够做到“离网”运行了吗？或许还要打上一个大问号。

“输配不分”是大难题

回顾郑州航空港区增量配电网案例，之所以做不到绿电直供原因何在？触动了电网企业的电量统购统销利益，是一大根本原因。

资料显示，新港新能源产业园年用电量超5亿千瓦时，这是一块“大肥肉”。彼时河南省全部增量配电网试点的年供电量，也才只有4.8亿千瓦时。

设想，一旦由航空港区增量配电网对新港新能源产业园实现直供电，这对依赖电量统购统销的国网河南来说，无疑将造成一大笔损失。

同样道理，目前河南“大阵仗”的试点源网荷储一体化，最终目标也是绿电直供，而这一模式落地在任何园区、任何项目，也无疑会冲击电网企业的电量价差收入。

推动试点项目的过程中，如果得不到电网企业的积极配合，也没什么可意外的。

除了电量收入之争，还有一个问题也会成为“拦路虎”——大电网工作重心的问题。

由于输电网是电力系统的枢纽和安全稳定的基础，具有全局性的影响力，大电网无论过去、现在和将来，都必然将输电（而非配电）作为自己的主要业务与工作重点。

在大电网的投资和收益版图中，高电压等级的输电网与低电压等级的配电网的输配电价收入比是7：3，但建设成本则是倒过来的3：7。也就是说，相比赚钱的输电网投资，配电网投资的特点是高投入低产出。这种局面下，电网企业对配电网建设的意兴阑珊，也再正常不过了。

事实已经很清楚了，分布式光伏依赖于配电网建设，但是大电网建设重心在输电网。分布式光伏要想发展需就要另辟蹊径，于是就鼓励“新的主体”参与进来建设配电网、微电网（点击阅读此前解读文章《国家新文件首提“绿电直供”，隔墙售电真的要落地了吗？》）。

但是，当配电网、微电网建成后，去推动绿电直供的时候，又会冲击到电网企业电量收入，因而，分布式新能源绿电直供，在电源接入方面会受到大电网的掣肘。

这也是积极先行试点的河南省必须要面临的挑战。

搞了多年的增量配电网改革，至今进展缓慢，道理盖源于此。值得注意的是，在增量配电网之后，中央又提出了分布式“智能微电网”的概念（2024年2月，中共中央政治局在集体学习中提及，应对能源发展与转型的一系列挑战，“出路就是大力发展新能源”，要“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”。）

无论是配电网，还是“智能微电网”，目的还是为了推动分布式新能源的就地消纳和平衡。

智能微电网，可以理解为一个“基本平衡单元”，暗含着分布式新能源的绿电直供，暗含着源网荷储一体化的系统“自平衡”。也惟其如此，分布式新能源才能摆脱源自大电网的种种束缚。

但无论什么模式什么概念，要想实现源网荷储一体化的系统“自平衡”和绿电直供，都需要大电网的积极配合。但在现今电力系统“输配不分”的格局下，做到这一点很难，很难。

未来，持续推动包括“输配分开”在内的电改，是绿电直供能否顺利实施的关键一环。

这是因为，输配分开后，大电网将专注于新型电力系统电网基础设施的建设，它为分布式新能源所做的大量系统备用投资，也可以通过向分布式新能源收取系统备用费用的方式来收回成本。

总之，只有将电力系统中的生产关系理顺了，分布式新能源绿电直供，才能真正跑通。