国家能源局正在加强对分布式光伏并网、备案和电费结算等环节的监管力度。

　　10月21日，国家能源局官网发布《关于七起分布式光伏并网接入等典型问题的通报》(下称《通报》)，点名了六个地市级及以下的供电企业和一个地方发展改革局在分布式光伏发展方面的违规行为。

　　这是国家能源监管部门首次对分布式光伏相关的并网接入、备案、电费结算等问题进行专门通报，也是首次对供电企业未能严格执行有关政策规定要求的典型情况进行公开通报。

　　国家发改委能源研究所研究员时璟丽撰文指出，《通报》体现了国家能源监管部门高度重视分布式光伏，通过开展关键环节和过程监管，解决制约分布式光伏市场健康发展的痛点难点问题。

　　在经历了几年的高速增长后，分布式光伏目前是中国光伏新增装机的“主力军”。国家能源局数据显示，今年上半年，光伏新增装机102.48GW。其中，分布式光伏新增装机52.88GW，占比达到51.6%。

　　分布式光伏发展迅猛，也带来了并网困难、流程不合规等一系列问题。今年年初，国家能源局印发《2024年能源监管工作要点》，明确要开展分布式光伏备案接网推进情况专项监管，重点跟踪分布式光伏备案、并网、交易、结算等情况。

　　《通报》中首个典型问题是办理分布式光伏项目并网时限普遍超期，影响分布式光伏项目建设进度。能源局指出，2023年以来，山东省烟台市某供电企业受理分布式光伏发电项目597户，出具并网接入意见超20个工作日的工单共400户，占比67%，超30个工作日的工单共339户，占比57%。

　　第二个典型问题是违规扩大分布式光伏接入红区，限制分布式光伏项目接入电网。

　　《分布式电源接入电网承载力评估导则》将电网的承载能力分为红、黄、绿三个区域。其中，当因分布式电源导致向220千伏及以上电网反送电，该区域评估等级为红色，在电网承载力未得到有效改善前，暂停新增分布式电源项目接入。

　　分布式光伏发电是指在负荷侧开发、在配电网接入、原则上在配电网系统平衡调节的光伏发电设施。按照配电网的技术体系，一般最高的电压等级是110千伏，分布式电源馈入配电网的功率不能向110千伏以上传送。

　　国家能源局曾表示，110千伏以上的电压等级是220千伏，如果向220千伏侧反送功率，就不是分布式电源了，应对其按集中式电源管理。

　　随着装机量不断提高，分布式光伏接入受限的“红区”持续蔓延，浙江、山东、广东、河南、黑龙江和福建等省份都出现了暂停分布式接入的现象。

　　《通报》提及，黑龙江省哈尔滨市某供电企业因生物质等集中式新能源电厂向220千伏及以上电网反送电，将对应区域分布式光伏承载能力均判定为零。

　　例如，2024年4月23日，哈尔滨市某220千伏变电站因生物质电厂出力增大以及线路计划检修引起的负荷降低导致主变倒送，该变电站所在县2024年二季度被认定为红区，不再允许分布式光伏接入。该行为违反了《分布式电源接入电网承载力评估导则》的规定。

　　此外，《通报》列出了办理分布式光伏项目更名过户业务不规范，影响分布式光伏项目公平接入电网、未按规定向个人户用光伏用户提供代备案服务，增加个人户用光伏项目备案负担、将分布式光伏项目接入系统工程交由业主投资自建，增加分布式光伏项目投资成本三个典型问题。

　　上述三个问题分别点名河南省驻马店市某供电企业、宁夏回族自治区石嘴山市某供电企业和广西壮族自治区南宁市某供电企业。

　　第六个典型问题是结算分布式光伏电费时限超期，影响分布式光伏项目收益。《通报》指出，安徽省合肥市某供电企业2023年分布式光伏电费延迟结算9167万元(非电网原因5365万元)，其中部分电费结算延迟超1年，违反《发电企业与电网企业电费结算办法》关于电费结算时限的规定。

　　“总体上近年来电网企业在各类分布式光伏并网接入、运行管理、电费结算等方面提供了大量优质服务，但另一方面，一些地方电网企业存在未严格执行相关政策规定，阻碍分布式光伏市场发展的情况。”时璟丽称。

　　《通报》也点名了四川省眉山市某区发展改革局，直指其违规备案分布式光伏项目，造成分布式光伏市场壁垒。

　　2016年以来，该发改局备案的分布式光伏项目共153个、容量210兆瓦，其中眉山市某粮食公司133个、容量204兆瓦。

　　该局在分布式光伏项目备案中擅自增设“接入点及线路容量”前置条件，且未公开；同时对民营企业区别对待，对其正式提交的备案申请直接无理由退回，或长达2个月不予备案；将民营企业分布式光伏备案申请退回后，转手备案给下属眉山市某粮食公司。