日本地方政府力争在今年改进中介方式，提高成交量，东京都将要求发电运营商就租金以外的收益方式进行提案，例如太阳能发电可用作应急储备电源等。中国的分布式光伏在2013年更加大踏步前进，共有15个支持政策相继出台，从国务院、发改委、能源局到各部委。伴随着支持政策，分布式安装预期不断攀升。“十二五”规划的35GW光伏发电容量中，有20GW将为分布式发电。
从技术角度，即使是在新能源法EEG已经出台近14年的德国，分布式光伏并网还是在给TSO和DSO们带来不小的困难和“额外工作”，900家电力系统运营商中只有10%号称可以让光伏大规模的分布式接入（大规模接入的定义：光伏电源安装量大于平均负荷值），并稳定运行其网络。笔者就曾经有过给德国配电网运营商（DSO）提供光伏电站并网优化方案的经验，在这一过程中开发商、设备商和电网运营商之间的并网技术博弈可见一斑。分布式光伏具体会对电网和用户造成哪些影响，以下将有详细的总结。
对配网局部电压稳定的影响。中国早期建设的10kV配电线路多数是单辐射状分布供电，系统安全性较低。在城区配电网络建设与改造中逐渐考虑建立环网供电、开环运行的模式。在各种配网结构中，静态和动态电压的变化都会对线路保护、系统运行安全造成影响。
稳态运行状态下，电压理论上沿传输线潮流方向逐渐降低。分布式光伏接入后，由于传输功率的波动和分布式负荷的特性，使传输线各负荷节点处的电压偏高或偏低，导致电压偏差超过安全运行的技术指标。图1中描述了分布式光伏接入配电网对于局部电压影响的原理，在大规模分布式光伏接入后，配电网局部节点存在静态电压偏移的问题。配网中尤其是低压网络对电压变化比较敏感，若想抑制这种影响，需要在中低压变化器选型中使用可控型变压器。
对电网频率稳定性的影响。德国大规模发展分布式光伏的经验教训告诉我们，小出力照样会引起电力系统频率稳定性问题。如前文所述，当德国分布式，尤其是屋顶光伏安装容量达到3GW的水平后，德国具备的备用电源即所谓的一次调频将不能满足分布式光伏电源同时切出的出力损失。原因在于，德国中压并网导则生效之前，旧的小型光伏逆变器设计参数中，当电网频率超过50.2Hz即会直接脱网而不参与电网系统服务，即不对电力系统故障情况下做出贡献。在其他光伏安装量较多的国家，强调并网电源的频率安全运行范围和发生频率过限后的脱网时间也逐渐在并网导则中体现。
对故障中短路电流的贡献。传统的同步机具有提供短路电流的能力，在与电网提供的短路电流叠加后可以确保线路保护在1~2个周波时间断开。然而，光伏逆变器由于能量密度有限，其中电力电子元件过流能力限制，并不能提供较高的短路电流。通过实验和动态仿真，一般认为光伏逆变器的短路电流只比额定电流大25%以内。
即使在国际相关标准中，也只要求逆变器提供1倍额定的短路电流。这导致在大规模接入分布式光伏的情况下，传输线发生短路故障时，由于光伏逆变器短路电流能力不足，线路上的故障无法被检测并且使保护响应。尤其是在传统的三段式保护中，瞬时电流速断保护可能会不能被识别。根据光伏电站并网分析经验，并网点的短路电流主要由接入的主网提供，并网点连接的网络是否“坚强”整体决定了分布式的短路能力。光伏发电站贡献短路电流造成中低压设备的改造问题，如对电流保护、中压开关和电流互感器等元器件的重新选型。因此，光伏发电系统的短路电流贡献应当在配电系统规划、分布式系统设计中被充分考虑。
对电能质量的影响。谐波主要是指电流谐波，由光伏逆变器的电力电子元件引起，一般情况下只有通过测试分析才可以识别。闪变主要指电压的快速波动引起用电端可人为感知的效应，光伏发电系统中也是由同时快速投切的并网逆变器造成的。如果分布式光伏逆变器出厂测试不达标，较差的电能质量最坏情况下会对附近发电系统、敏感用电设备、信号传输造成破坏和干扰。
分布式光伏产生的谐波和闪变对电网和负荷的影响，除了以上提及的因素外，还依赖于并网点的短路容量和同一中压升压变下并网的分布式电源总量。太阳能光伏电站的电能质量应当满足相关国家和地方并网标准，有关电流谐波和电压闪变指标应当有具体量化。图二即为按照德标分析的分布式光伏电站案例，可以看到低次谐波和中间谐波均有不同程度的超标，此案例电站需要进行重新测试或电能质量优化。
分布式光伏对电能质量的影响还体现在快速电压波动和闪变上。由于分布式光伏的出力由光照决定，并且并网型的光伏逆变器由可快速关断的电力电子元件控制，这可能会造成局部配电线路的电压波动和闪变，若加上负荷动态变化，将会引起更严重的结果。
对功率因数和无功配置的要求。配电网接入的光伏发电单元的功率因数应具备符合电网要求范围内可调的能力，并且按照标准要求配置一定的无功功率。否则将给电网的建设带来巨大的投资和电网损耗，比如配置短期使用但是数量级巨大的电网无功将是一项投资巨大的工程。由于逆变器的静态无功能力是与控制策略，如是否无功优先控制和过载能力的设计相关，光伏逆变器静态无功能力的充分应用，对于设备投资和电网安全起着重要作用。
我国许多大型光伏和风电场都基本都要求功率因数要求在0.95（超前-滞后），不过对于逆变器本身的无功调节能力和过载能力未充分利用，从而造成加装静态无功补偿装置，增加不必要的动态响应故障和重复投资的问题。这里不排除有些电站加装无功补偿装置是为了优化电压指标，谐波和减小损耗方面的考虑。然而，由于光伏发电系统多数采用无功电压控制，并使无功与有功控制解耦，配电网可等效为加入电容进行无功电压补偿。但随着电容的加装，可能会同配电网的电感系统形成自然谐振。
直流分量注入的影响。逆变器作为理想交流电源输出的电压应为正弦波，不含有直流分量。实际应用中，对于采用脉宽调制技术的逆变器，由于基准正弦波的直流分量、控制电路中运算放大器的零漂、开关器件的设计偏差以及驱动脉冲分配和死区时间的不对称等原因，输出电流都会含有直流分量。逆变器的输出电流含有直流分量将对电网产生以下影响：
1.在带隔离变压器的逆变器系统中，如果直流分量超过一定值，就会造成隔离变压器饱和，导致系统过流保护，甚至损坏功率器件。
2.在不带隔离变压器的逆变器系统中（10kW以下小型光伏系统），直流分量将直接对负载供电。对于非线性负载，直流分量会造成电流的严重不对称，损坏负载。
3.直流分量不仅给电源系统本身和用电设备带来不良影响，还会对并网电流的谐波产生放大效应，从而产生电能质量问题。增加电网电缆的腐蚀；导致较高的瞬时电流峰值，可能烧毁熔断器，引起断电。国际上目前对直流分量上限规定基本一致，中国、美国、英国等的相关并网标准规定直流分量不允许超过每相电流额定值的0.5%。
对未来智能配电网规划、设计的影响。随着国网对智能电网发展的规划，适用于中国国情的智能电网系统将会建成，作为整个电网总资产40-50%的配电网新规划、新设计也势在必行。传统配电网的利用率较低，据统计，配电网网损占整个电网网损的80%以上。
随着新能源，尤其是分布式光伏的接入，智能配电网将面临以下新的挑战：
1.大量中低压配电网接入的分布式能源将彻底改变传统配电系统单向潮流的特点，数以万记的分布式光伏需要系统配备新的保护方案、电压控制策略和检测仪表以满足双向潮流等产生的问题；
2.随着智能电网概念的深入，需求侧管理（Demand response）将对传统配电网提出技术方面的新要求，传统的发输配用环节将在这一概念下逐渐在配用侧逐渐深入延伸；
3.在智能配电网中，数字化技术，如实时监控、资产管理和决策分析等方面将逐渐取代传统的以模拟技术为基础的配电网络，这就对配电网的供电可靠性、电能质量、自动化的设计和规划提出了更高级的要求。
4.分布式光伏的大量接入加大了负荷预测难度，改变了既有的负荷增长模式，也使配电网的管理变得更为复杂。
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