5、配电网扩容挑战：当然，户用光伏从高渗透率省份向南迁移，换个“新大陆”去开发，并不能彻底解决配电网容量有限等“瓶颈”问题。南方省份，同样会面临如冀鲁豫一样的配电网容量不足难题；其实配电网容量不足也并不是始于今年，这一“带不动，卡脖子”的问题早在去年就已露头。

1）2022年7月，国网河北公司隆尧县供电分公司职工刘伟朋等人就曾撰文称，隆尧作为“整县推进”试点之一，该县供电局每周受理新增光伏用户200户左右，户均申请容量30千瓦，分布式光伏出现井喷式安装。

2）隆尧县是农业大县，28%为农业负荷，在非灌溉期负荷较小，基础农网配电设备容量与接入光伏发电容量差值过大，部分光伏发电无法就地消纳，配电变压器出现反向重过载，增加烧毁风险。

3）而早在2022年9月，全国新能源消纳监测预警中心就评估称，国内部分省市分布式光伏开发消纳承压。大规模发展分布式光伏，将增加部分地区的系统调峰压力，引起输配电网与分布式光伏在建设布局、规模、时序上不协调的问题，同时会对电力系统的安全稳定运行带来较大挑战。

要解决配电网“卡脖子”问题，需要对已经捉襟见肘的配电网进行扩容、改造和升级；此前，为了应对分布式新能源大规模快速并网，工作发改委、能源局已经明确提出要大力推进智能配电网、有源配电网建设，鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。

6、中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽最近也撰文建议，“要推动解决电网承载力问题，电网公司应根据户用光伏接入有源配电网需要，加大配电网改造工作，提高户用光伏在低压侧的接入能力，如我国北方省份户均配电容量大多在3千瓦左右，而对比来看，德国等发达国家，或者国内浙江等省份的这一数据在6-8千瓦。”

1）按照建议中的数据水平，现有北方省份的配电网通过改造和扩容，可以有一倍左右的增长空间。这一增长空间，就可以解决新一波户用光伏大发展的大部分压力。

2）当然，配电网也无法做到无限扩容。据了解，我国农村地区户用光伏单个系统容量大多在20-30千瓦，即使户均配电网容量扩容一倍，再考虑80%的容量上限，也仅能满足16-24%的户用光伏接网需求。户用光伏还需寻找新的接网模式，比如山东省正在试验的集中汇流。

7、配电网之外，推动“微电网”建设是另一个更加科学的思路；微电网的意思是，农户屋顶装了光伏，自发自用不上网，电动汽车充电，家用电器用电，再有一个小型的储能电池装置，自建一个微电网小循环、独立运行。这样一个微单元系统就能够实现“零碳”。比如，在华北地区，8平方米屋顶就可以安装10千瓦的户用光伏，一年13000度电，自发自用已经足够。

8、何时有望“隔墙售电”？户用光伏主要有“自发自用、余电上网”和“全额上网”两种模式。当一些地区扎堆上马分布式光伏，集中上网的话在短时间内电网容量和安全难以承载；且反向送电给大电网，还存在对大电网存量利益的切割，因此电网企业对此积极性不高；这就有了“隔墙售电”思路的提出。“隔墙售电”，是分布式发电能够实现市场化交易的通俗说法，但也是现有电网体系仍很难实现的；按照现在并网的体系，分布式电站只能在发电富余时低价卖给电网，用电时还需高价从电网买回；而如果允许分布式电站产生的电力通过配电网，直接销售给周边的能源消费者，仅对电网交“过网费”，分布式项目收益就可以进一步改善。

9、华夏能源网注意到，2017年国家发改委、能源局就出台文件，鼓励分布式发电项目与就近的电力用户以多种方式实现电量的就近消纳，电网公司可针对分布式市场化交易收取“过网费”。目前，在南方地区一些省份如浙江省，隔墙售电已经落地执行了；但是，由于政府希望降低分布式光伏的开发难度进而向其倾斜，所以针对隔墙售电制定的“过网费”，农户不缴纳上一级电压等级的输电价格标，且“过网费”的标准过低。

现行“过网费”标准，减去了输配电价中的交叉补贴、政府性基金和附加，每度电可能仅有1.5分到5分，如在同一电压等级之下，“过网费”甚至为零。这一标准执行前，在同档情况下，电网公司收取的包括交叉补贴和政府性基金及附加在内的输配电价一般都在0.2元/千瓦时以上；“过网费”标准过低，这不但导致配电网建设缺乏积极性，也缺少了配电网的积极性，隔墙售电也因此迟迟无法落地。这些问题的存在，极大地限制了户用光伏的发展。而要想尽快破题，就需要尽快重新厘清隔墙售电的“过网费”。

          综上可以看到，分布式开发在加速过程中，旧的问题克服掉了，新的问题又冒出来。配电网容量不足、“隔墙售电”有待破局，再加上现有户用光伏开发模式无法适应形势，户用光伏不好做了，以往那种一哄而上、跑马圈地、粗放式开发的时代已经结束；户用光伏逐步南下追逐“新大陆”的过程中，上述问题仍然会存在。但长远来看，问题的暴露也意味着给行业必须换一个“活法”，倒逼分布式光伏市场从粗放开发模式进入一个新的高质量发展阶段，作为行业人的你，准备好了吗？