此前，储能被看作是破解电网消纳压力和突破光伏装机瓶颈的重要手段。但不能忽视的是，虽然储能短时调节可为光伏消纳提供可行方案，但目前利用率非常低，新能源高效利用压力仍然在持续加大。行业专家认为，光伏消纳还需要储能配合，但目前很多机制没有打通，且调度规则制定并不十分合理。
索比光伏网从国家电网平台获悉，2024年一季度，包括山东、河南、河北、福建等地多个下辖县（市区）分布式光伏可开放容量为0，成为“接入承载力红色警戒区”，解决消纳问题迫在眉睫。
近年来，政府、企业、用户等各方为了化解新能源消纳难题，也采用了多种手段。
电网扩
据统计，截至2023年底目前我国分布式光伏累计装机容量约2.5亿千瓦。“到2025年具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力”意味着2024与2025年两年平均每年分布式光伏的接入空间将在1亿千瓦左右。与此同时，1200万台充电桩预计将带来每年10亿千瓦时级别的用电需求，将对未来光伏电力的消纳带来较为坚实的支撑。
国家能源局新能源和可再生能源司有关领导此前表示，目前国家有关部门正在组织研究修订分布式光伏发电项目管理办法，部分分布式高速快速增长地区正在结合本地区实际，有针对性的研究出台相关政策措施。
早在2021年，山东省济南市西岭角村便开展了集中汇流的尝试，集中汇流升压后接入高压并网。目前，山东聊城、德州等地已经开始针对“集中汇流”进行应用试点。
这一模式主要指全村光伏以一般工商业模式申请并网发电，与电网签订并网调度协议，将电站信息上传至供电服务指挥中心，以集中汇流形式经升压变压器接入电网，以降低负载、就近消纳为原则，通过10千伏线路将电力有效分配到负荷端，实现整体效益效率最优化。与工商业分布式电站类似，集中汇流后的光伏系统可配储、可控、可调和参与市场。
目前已有多家企业开展了这一模式的项目并网。
此外，“分布式台区配储”或将为低压端光伏并网打开一个巨量空间。据了解，山东德州已采用此种方式。
与传统的台区储能模式不同，“分布式台区配储”项目由分布式光伏企业投资备案，储能电站通过电缆并入低压母线，安装独立电表直接接市电。电站不接受电网调度，通过跟当地电网约定”谷存峰放“，减少光伏发电对台区电压的抬升和电网的冲击，并减轻电力反送时电网调峰的压力。在储能完成备案后，投资企业依据当地的光伏配储比例要求获得相应的光伏开发容量。
这种模式一方面可以提升分布式光伏就近消纳能力，另一方解决了配电低压支线方向重过载和用户过电压的问题，实现了台区的弹性增容。此外，还能为储能企业增加大量的出货量。最重要的是，不会降低企业的投资收益率。
以源网荷储一体化为代表的微电网模式，成为内蒙、河北、浙江等各省试点探索的一个方向。
该模式将电源、电网、用电负荷和储能系统组合成一个自发自用的独立系统，不用上网即可就地消纳，适合工商业光伏项目。
内蒙古自治区在这方面步伐最快。自2021年至今每年都会公布一批市场化源网荷储一体化项目清单。国内首个储能配置规模达到千兆瓦时的新能源场站和全球规模最大的“源网荷储”一体化示范项目就位于内蒙古乌兰察布。
3月18日，中华人民共和国国家发展和改革委员会发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，自2024年4月1日起，可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量两部分。保障性收购电量全额保障性收购；市场交易电量市场化收购，分情况承担责任。
“《监管办法》将更多的电力市场相关成员纳入到收购主体范围，可以说是改变了之前电网企业100%收购可再生能源电量的现状，减轻了电网企业的压力。”中国新能源电力投资联盟秘书长彭澎说，“修订后的《监管办法》除电网企业外，售电企业、电力用户、电力调度机构、电力交易机构等都会承担可再生能源电量收购义务。”
通过电价调整，引导部分用电企业将负荷调整至光伏电力供应最充足的中午时段，以提高可再生能源消纳水平。
据索比光伏网不完全统计，截止目前为止，目前，全国已经有14个省份的分时电价政策明确，中午执行1小时~8小时的谷电，且将光伏出力高的时段设为谷段、甚至深谷电价。具体如下表所示：
中国能源研究会配售电研究专家吴俊宏认为，虽然分时电价政策增加了收益不确定性，但能够通过市场行为调节用户用电习惯，保障电力安全稳定供应，一定程度上也在推动工商业储能加速发展。企业应积极调整经营策略，优化分布式光伏项目的运营管理以适应峰谷电价政策的新变化。
此外，随着隔墙售电、虚拟电厂等模式发展推进，有望进一步提升电网调节能力，帮助缓解新能源消纳问题。
“工商业分布式光伏的特点和优势之一是就近消纳，其发展模式和政策完善需要始终秉承这一核心。”时璟丽说，“将分布式光伏的应用场景更多更深地融入到其服务的产业价值链当中，使电能供应链与经济价值链深度融合，让每一度电产生更多的经济价值。”
