2023年，我国风、光新增装机容量分别为7590万千瓦、2.1688亿千瓦，其中分布式光伏新增装机容量创下历史新高，超过9600万千瓦。而分布式光伏装机热度持续不减，也带来了下游消纳问题。
当前，分布式光伏与集中式光伏呈现齐头并进快速发展的态势。解决消纳难题，扩展接入容量已成为重要课题，需要在电力工业投资、生产、运输、消费等多个环节系统施策。
首先，作为能源转型的重要载体，电网特别是配电网投资亟须匹配上升，以满足高比例分布式能源的接入需求。
IEA研究表明，当可再生能源占比达到15%时，消纳瓶颈将会出现。2023年，全国可再生能源发电量约占全社会用电量的三分之一，风电光伏发电量超过同期城乡居民生活用电量，占全社会用电量比重突破15%。与此相伴的是电网消纳新能源非线性上升的系统成本。国网能源研究院测算表明，当新能源电量渗透率超过10%~15%后，整个电力系统的成本将进入快速增长临界点。
由于电源侧的投资主要由市场驱动，与电网侧的投资建设周期形成错配，导致电网侧建设进度往往滞后于电源侧。近年来，风电光伏装机高速增长，而2022年、2023年电网投资完成额分别仅增长1.2%和5.4%，增速远低于电源侧投资。
近期，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》提出，到2025年，配电网具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力。截至2023年底，分布式光伏装机容量超过2.5亿千瓦，充电设施累计859.6万台。考虑到当前分布式能源的接入压力，为了提升分布式新能源的接入能力，预计后续电网投资有望向配电网倾斜。
其次，健全市场机制，提升电力系统调节能力。
随着可再生能源及主动负荷等不确定性资源的比重不断上升，仅依靠传统电源侧和电网侧调节手段，已无法满足分布式能源持续大规模并网消纳的需求，电力系统正面临着灵活性需求激增而灵活调节能力不足的挑战，需要统筹源网荷储侧资源，多维度提升系统灵活性。在挖掘不同环节的灵活性资源参与系统调节的同时，关键是要建立与之相适应的政策体系和市场机制。
当前我国辅助服务市场规模和补偿费用偏低，市场激励不足，灵活调节能力难以有效释放。“辅助服务费用占全社会总电费的比重”是衡量市场对系统调节能力激励程度的重要指标，根据国际经验，该比重一般在3%以上。2023年上半年，我国全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%。其中，火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%。
辅助服务市场建设，既要从顶层设计层面总体指导，也要对底层架构进行规范统一，不仅需要完善价格环节机制，同时也需要市场监管等各个环节共同发挥作用，以推动各地加快完善辅助服务市场机制，促进源网荷储共同发力，提升电力系统综合调节能力，切实发挥辅助服务市场对新型电力系统建设的推动作用。
最后，通过数字技术与实体经济深度融合，以数智化支撑分布式能源发展。
数智化是分布式能源规模化发展、可持续发展的必然要求与方向。电源方面，数智化技术可有效提高分布式能源的可观、可测和可控性，确保实现电量和绿色价值兼顾的同时，尽量减少其随机性、波动性影响。电网方面，数智化技术可以优化完善配电网结构形态、运行模式、规划方法、评价标准等，提高源网荷储协同性。市场机制方面，数智化技术可以实现客观评价，完善成本分摊与利益分配相关机制，建立更加合理和科学的市场机制与政策规则。
为更好发挥数智化作用，除了以新型基础设施建设等重大项目为依托，创新发展能源大数据中心、数据库等能源行业数字化生产力以外，还需建立和完善数字资源管理与利用等相关法律法规，充分发挥数据价值，建立数字和信息市场化交易机制等，加强对具有数字垄断能力市场主体的监管，提高数字和信息的透明度，同时加大创新支持，有效提升数字化、智能化、网络化安全保障能力。
