近日，印度配电变压器制造商和EPC承包商Shirdi Sai Electricals表示，将在印度安得拉邦分阶段发展光伏制造产能，目标是在2026年3月31日之前建成10GW组件工厂，同时生产太阳能玻璃。 Indosol Solar PV . Ltd.（ISPL）(硅锭-组件工厂)首席运营官Balachander Krishnan表示：“我们计划在2024-2025财年完成500MW硅锭-晶圆-电池-组件的建设，在2025-2026财年完成剩余9.5WG硅锭-晶圆-电池-组件的建设。”ISPL是由Shirdi Sai Electricals组建的一家的公司，负责光伏制造项目。 目前，一条500MW的模块生产线已经开始生产，该生产线将开发隧穿氧化层钝化接触（TOPCon）和异质结（HJT）技术。Krishnan进一步表示，新增9.5GW产能将分两个阶段建设，第一阶段建设4.5GW，第二阶段建设5GW，建设工程也将包括玻璃产能。 据了解，ISPL已经从印度新能源和可再生能源部获得了生产相关激励支持。

日本经济产业省（METI）的最新数据显示，在过去的12个月内，日本风能和太阳能削减量大幅提高，从2022财年的0.57TWh和2023财年的0.53TWh增至1.76TWh。 日本可再生能源研究所称，根据METI提供的数据显示，日本太阳能和风能削减量从2018财年大约0.10TWh增加到上一财年的1.76TWh左右，这一数值相当于澳大利亚和加利福尼亚的两倍多。 具体来看，2022财年可再生能源削减量达到0.57TWh，2021财年达到0.53TWh，且此前两年的削减量分别为0.40TWh和0.46TWh。 据可再生能源研究所透露：“在2021财年之前，削减范围仅限于九州。如今，削减影响着东京地区以外的所有电力系统。九州的情况尤为严重，预计该地区2023财年的太阳能和风能削减幅度将达到近7%。” 该研究所表示，容量在10kW及以下的光伏系统不会受到削减的影响，并指出“主要是削减太阳能”。该研究所还补充说，光伏发电集中在“太阳辐照度条件良好且耗电量最低”的日间和春季。 该研究所建议将经济调度和负电价作为降低未来几年内削减量的解决办法。 根据国际可再生能源机构（IRENA）的数据，截至2023年底，日本光伏累计装机量达到87GW。去年，该国新增约4GW的太阳能发电量。

4月15日，三峡集团2024年光伏组件框架集中采购（第一批次）中标候选人公布，7家企业入围，分别是一道新能源科技股份有限公司、晶科能源股份有限公司、通威太阳能（合肥）有限公司、天合光能股份有限公司、大恒能源股份有限公司、环晟光伏（江苏）有限公司、东方日升新能源股份有限公司，其中，标段1入围企业来自于一道新能源科技股份有限公司、晶科能源股份有限公司、通威太阳能（合肥）有限公司、天合光能股份有限公司，标段2入围企业来自于一道新能源科技股份有限公司、通威太阳能（合肥）有限公司、大恒能源股份有限公司、晶科能源股份有限公司、环晟光伏（江苏）有限公司、东方日升新能源股份有限公司、天合光能股份有限公司。 从投标价格来看，最低价0.827元/W，由晶科能源报出，最高价0.885元/W，由通威报出。 三峡集团2024年度光伏组件框架集中采购（第一批次），预估采购总容量9GW。本次招标为框架采购，框架协议计划有效期为合同签订之日起至2024年9月30日。 本项目共设2个标段，其中：第一标段P型545Wp及以上单晶组件采购；第二标段N型575Wp及以上单晶组件采购。 投标人应提供满足总容量与峰值功率要求的光伏组件产品本体及其附属设备（含接线盒组件连接线、同一支架内上下排组件之间的连接线、MC4插接头及专用工具等）、配套服务等。包含光伏组件及其设备正常运行所必需的附属装置、备品备件及专用工具的设计、制造、试验、包装、运输、交货和指导现场安装、提供工厂图纸（如有）及资料，以及现场安装调试阶段的质量检查、试验、配合试运行和验收、技术文件的编制等工作。

4月15日，据工信部电子信息司消息，1-2月，我国光伏产业继续保持高位运行。根据光伏行业规范公告企业信息和行业协会测算，全国晶硅组件产量同比增长近40%，光伏产品出口总额超过62亿美元。 具体原文如下： 2024年1-2月全国光伏制造行业运行情况 2024年1-2月，我国光伏产业继续保持高位运行。根据光伏行业规范公告企业信息和行业协会测算，全国晶硅组件产量同比增长近40%，光伏产品出口总额超过62亿美元。 多晶硅环节，1-2月全国产量约33万吨。 硅片环节，1-2月全国产量130GW；出口量达9.3GW，同比增长7.4%。 电池环节，1-2月全国晶硅电池产量100GW，出口量达9.5GW。 组件环节，1-2月全国晶硅组件产量76GW,同比增长39.4%；出口量达40.1GW，同比增长41%。 点击跳转原文链接： 2 024年1-2月全国光伏制造行业运行情况

企查查APP显示，内蒙古华电华永新能源有限公司于2024年3月27日成立。该企业注册地位于内蒙古自治区包头市达尔罕茂明安联合旗乌克忽洞镇，法定代表人为王新宇。经营范围包括风力发电技术服务；节能管理服务；新兴能源技术研发；储能技术服务；工程管理服务；发电技术服务；太阳能发电技术服务等。 该企业注册资本12.5亿元。根据股权穿透显示，内蒙古华电华永新能源有限公司由华电(内蒙古)新能源有限公司以及通威旗下四川永祥股份有限公司共同成立。其中，华电占比为75%，永祥股份占比25%。

4月11日，财政部、 工信部、交通运输部联合发布《关于开展县域充换电设施补短板试点工作的通知》，文件推出“百县千站万桩”试点工程。在全国24个省开展第一批开展70个试点县（各省的数量详见附件），并提出：充分结合本地区场景应用条件，分布式光伏覆盖较好的农村地区，可结合实际建设光伏发电、储能、充换电一体化的充电基础设施。 中央财政将安排奖励资金支持试点县开展试点工作。每个试点县示范期为3年。奖励标准根据每年度试点县充换电设施功率利用率达标情况设置，共分为三个档次。示范期内，每年均达到最高目标的试点县最多可获得4500万元。 2、试点县的支持政策 1）地方各级有关部门要在土地、电价、服务费等方面积极出台相关政策，形成政策合力，有效补齐农村地区公共充换电基础设施短板，力争实现充换电基础设施“乡乡全覆盖”。 2）鼓励充电基础设施场站租期采用10年及以上期限，降低运营企业用地风险，引导企业长期持续经营。鼓励地方因地制宜出台建设运营补贴、土地租金减免、用电价格优惠等财政支持政策。加强充换电基础设施建设、安装质量安全管理，建立事故责任倒查制度，形成完善的充换电基础设施支持管理政策体系。 3）奖励资金主要用于试点县充换电基础设施建设和运营等相关支出，不得用于平衡地方财力，不得用于新能源汽车购置补贴和新能源汽车运营补贴。试点结束后，三部门将对超额完成目标，且对周边地区有明显示范带动效应的县，按照奖励标准的10%给予超额奖励。按照“先预拨、后清算”的方式，三部门对同意备案的试点县集中进行公示。公示期结束后，中央财政先行拨付不低于70%的奖励资金，支持试点县启动县域充换电设施补短板试点工作。后续根据试点县年度目标考核结果进行奖励资金清算。 3、试点县的要求 1）试点县应具备良好的农村电网基础条件，对充换电基础设施建设运营具备充足的电力支撑保障能力。 2）试点县所在地级市2023年汽车保有量应不低于20万辆，具备较好的新能源汽车消费潜力。 3）试点县新建充换电基础设施应面向全社会开放、可用率不低于99%、额定功率120千瓦以上（含120千瓦）。 点击跳转原文链接： 关于开展县域充换电设施补短板试点工作的通知

4月12日，协鑫能科发布《关于变更部分募集资金用途投入新项目及永久补充流动资金的公告》，公司董事会和监事会均同意公司终止2021年度非公开发行A股股票募集资金投资项目之“新能源汽车换电站建设项目”，拟将该项目剩余募集资金投入新项目及永久补充流动资金。 公告显示，新能源汽车换电站建设项目拟使用募集资金投资额约23.92亿元，累计投入募集资金约2.79亿元，剩余募集资金约21.13亿元。 协鑫能科拟将剩余21.13亿元募集资金中的3亿元用于“新能源汽车充电场站建设项目”，7亿元用于“分布式光伏电站建设项目”，8亿元用于“新型电网侧储能电站建设项目”，约3.13亿元用于永久补充流动资金。 公司表示，综合考虑“新能源汽车换电站建设项目”的实施进度、运营情况以及公司战略规划优化调整等因素，为进一步提高募集资金使用效率和投资回报，公司经谨慎研究和分析论证，拟做出如上决定。 协鑫能科在公告中表示，乘用车换电站单个电站投资收益相对较低，重卡车换电站市场竞争激烈，公司换电站业务投资进度未达预期。“新能源汽车换电站建设项目”推进的换电站建设主要包含乘用车和重卡车两种业务场景。乘用车换电站主要面向长三角、大湾区等都市圈、发展水平较好的城市，为城市乘用车提供补能服务。该类场景由于面临车辆标准兼容性以及充电网络竞争，单个换电站的投资收益相对较低。重卡车换电站主要集中在河北、新疆、内蒙古、山西等拥有大量重卡车辆的封闭行驶场景，该类场景运力可控、收益稳定，具备较高的投资价值，但竞争较为激烈。为避免盲目投资对公司经营的不利影响，公司根据内外部环境变化，严格控制风险，审慎推进换电站相关项目，换电站业务投资进度未达预期。 协鑫能科进一步表示，2024年，随着公司业务战略的优化调整，公司正在加速进军光储充业务领域。同时，依托产业协同优势，积极布局分布式光伏、新型储能电站等业务。公司本次变更“新能源汽车换电站建设项目”剩余募集资金用途是综合考虑公司业务战略的优化调整、市场需求等多方面因素，实现效益最大化的审慎决策。

近日，央视《财经调查》栏目报道，湖北省孝感市部分县市乡村存在违规侵占基本农田甚至高标准农田，建设光伏电站的情况，引发市场高度关注，同时也将光伏用地合规性问题推上了风口浪尖。 事实上，进入2024年，光伏用地矛盾也愈演愈烈，不仅多个存量项目因为土地合规问题，面临被“叫停”风险；一些新增项目也因土地资源稀缺，用地成本抬高，面临新的挑战。 用地风险加剧 众所周知，在国土“二调”向“三调”数据转换过程中，土地类型、标准以及项目相关手续的办理都在不断变化中，这导致了此前部分合规的光伏项目用地被动“违规”。与此同时，伴随各地政府对土地政策不断收紧，光伏用地已经成为光伏项目投资面临的最大风险之一。 据北极星梳理，年初以来，已有多个光伏项目因用地问题，导致延迟并网、停工或者拆除，用地类型涉及草地、湿地等。 在今年1月，陕西省发改委印发《关于新能源基地项目延期并网的通知》，文件指出，有部分项目受国家土地林草政策变化影响等原因尚未建成投产。考虑到相关国家土地林草政策变化等因素的实际影响，陕西省发改委同意将新能源基地项目并网时间延期至2024年6月30日。 而相比延期并网，部分项目因用地问题而直接终止。1月22日，广州发展发布新能源项目进展情况的公告中称，在执行的12个新能源项目，总装机容量8370MW。其中，350MW光伏项目，因国家土地政策调整，土地无法满足公司的投资需求，项目终止。 内蒙古蒙电华能热电股份有限公司称，子公司的火电灵活性改造促进市场化消纳新能源光火一体化项目（470兆瓦光伏发电项目）因大部分建设用地属于基本草原，不符合用地政策，不再继续实施，将其与北方联合电力有限责任公司呼和浩特金桥热电厂火电灵活性改造消纳新能源项目合并为一个整体项目进行建设。 此外，更有项目面临拆除的风险。在安徽淮南市公布了第三轮安徽省生态环境保护督察反馈问题整改情况，有两个光伏项目因占据湿地，被要求限时整改，其中一个项目已拆除，另一个则被要求2025年之前拆除完毕。 事实上，近两年因用地用地而被拆除的项目案例还有多起。 用地成本上涨 不仅存量光伏项目因为土地合规问题存在风险，新项目用地成本也在不断提升。 据北极星不完全统计，2024开年以来，广西、贵州、河北、云南、湖北、浙江、安徽、海南、内蒙古、四川10个省份下辖的18个市县，分别对30个光伏用地项目进行了公示。其中，17个用地项目获得批准，13个项目已发布征集/用地公告。 综合各地审批/公示项目批复来看，今年以来，有2个光伏用地补充公示，在原有备案项目不发生变化的基础之上，补征土地补偿费和安置费。 其中，云南省临沧市耿马县四排山光伏发电项目按照“2020年区片综合地价”完成了征地前期相关工作。但根据“2023年区片综合地价”执行标准，该项目土地补偿费和安置补助费在原基础上需增加2.4287万元。 与上述项目类似，云南宣威市热水光伏发电项目农用地转用及士地征收的补充公告中显示，该项目在原补偿标准之下，旱地补偿标准增加0.15万元/公顷、草地补偿标准增加0.09万元/公顷、其他农用地补偿标准增加0.15万元/公顷、未利用地补偿标准增加0.075万元/公顷。 此外，新项目用地的补偿费用名类更是繁多。从各地用地审批来看，除要求不得在国家相关法律法规、政策规定和相关规划明确禁止的区域进行光伏发电项目建设之外，对项目用地补偿做了详细的要求。 例如在贵州兴仁市的农业光伏电站项目土地流转补偿方案中，租地单价标准为：水田800元/亩、耕地550元/亩、林地300元/亩、荒山260元/亩，土地流转费用每满5年按上期标准调涨10%，调涨3次后价格不再变动，首次一次性支付五年，后续五年一付。此外，地面青苗补偿标准为1000元/亩，并对经济作物果树、林木等均明确了补偿标准。 除了明确租地、附着物和青苗补偿费用，部分地区对其他各类补偿也做了细致的要求。安徽马鞍山市某102MW渔光互补光伏发电项目中，征地区片综合地价补偿标准为49928元/亩，地面不同结构房屋重置价格在350-1390元/平方米之外，此外除明确了地面青苗等作物补偿标准，还对停业停产损失费、设备搬迁费（如柜式空调600元/台、三层锅灶700元/个等）及临时安置补偿之类，作出了明确补贴要求。 此外，在部分征地项目补偿方案中，还要求对征地农民的保障方案，安置途径包括货币安置、留用地安置（折算货币补偿）、社保安置等。并且，多地政府在公示中提到征地补偿安置不落实的，不得动工用地。 当前，在土地资源稀缺和政策收紧的形势下，光伏用地问题显得尤为突出，已成为新能源投资企业必须迈过的一道“关口”，不仅要求企业审慎用地性质及政策要求，还需对存量项目的合规性管理进行全面梳理，以保障项目投资利益。

国家能源局数据显示，2024年1-2月我国光伏新增装机“狂飙”至36.72GW，同比增长80.3%。伴随光伏装机规模进一步释放，全国各地光伏EPC招投标项目愈发火热。 据北极星统计公开信息，2024年一季度，以中核集团、国家能源集团、华电集团、华能集团、大唐集团、国家电投、中国电建等为主的电站开发主力军，启动超56GW光伏电站EPC招标项目。其中，地面电站总规模达到约33GW，分布式光伏项目约16.58GW，整县项目5.188GW，光伏基地1.452GW。 从项目分布来看，广东、江苏、安徽、广西、云南、湖南、山东、浙江八省为主要集中地，占到约52.7%。 从项目类型来看，地面电站一直是开发商的主流开发模式，占比达到37%；分布式光伏电站发展势头强劲，占到29%；整县分布式光伏占7%，光伏基地占6%。此外，在“光伏+”推广之下，农光互补、渔光互补项目比例也有所增多。 具体到中标价格趋势来看，自开年以来，随着上游原材料价格进入下行通道，光伏EPC价格同步下滑。 经过北极星梳理，目前已有近36.5GW项目已定标。从中标情况来看，除了中国电建、内蒙古能源集团两大央国企分别拿下5.132GW、4.024GW的中标规模之外；民企实力凸显，阳光电源所获项目规模超1.4GW，协鑫、正泰、创维、英利等均有所获。 定标规模达GW以上企业一览： 中核集团 据北极星不完全统计，一季度，在中核集团7173.84GW的招标项目中，已公布中标结果或者确定中标候选人的规模达到5.124GW。其中，地面电站1.81GW，分布式光伏2.446GW，整县项目184MW，光伏基地684MW。 值得一提的是，近年来随着央国企开展大规模组件、逆变器集采招标，在EPC电站项目招标中，多以小EPC项目为主。 据不完全统计，在中核集团地面电站中，仅有2个大EPC公布中标结果，中标均价3.515元/W，项目为农光互补及复合光伏项目。小EPC中标均价为1.6元/W，最高价为2.093元/W，项目为松桃县长兴200MW农业光伏电站项目。最低价为1.09元/W，项目为中核稷山汇能权亚100MW光伏发电项目，光伏组件、逆变器由发包人提供。 分布式光伏项目中，大EPC中标均价为3.463元/W，最高价为4.201元/W，项目为东莞刘黄第三工业区3851.2kWp分布式光伏项目，利用屋顶安装光伏组件；最低价为3.045元/W，项目为泰兴市分界镇、黄桥镇等乡镇27.3MWp户用光伏发电项目。小EPC中标均价为1.9元/W，最高价为2.695元/W，项目为沈北污水处理厂5.52MW分布式光伏项目，组件、逆变器由发包人提供；最低价为1.595元/W，项目为宝鸡陇县中核汇能10万千瓦 光伏发电工程项目，不含组件、逆变器、主变、箱变等。 在光伏基地项目中，中核昌邑570MW光伏发电基地项目已公示中标结果，中标价格1.776元/W，组件、逆变器、主变均由招标人提供。 从中标情况来看，中核集团获得近1.71GW规模，位列第一；阳光电源以超1.44GW规模紧随其后，中国电建、正泰、中能电气所获规模均超200MW。此外，固德威、中国能建等31家企业均有所获。 国家能源集团 1-3月，国家能源集团已发布8.39GW招标项目，已公布中标结果或者确定中标候选人的规模约3.3GW。其中，地面电站1.76GW，分布式光伏944.5GW，光伏基地600MW。 从中标价格来看，在地面电站项目中，大EPC中标均价3.515元/W，最高价为3.925元/W，项目为长顺新能源马家山一期、猫落孔农业光伏电站光伏场区项目；最低价为3.105元/W，项目为湖口武山二期70MW农光互补项目。小EPC中标均价为1.077元/W，最高价为4.295元/W，项目为英德横石塘农光互补光伏项目；最低价为0.91元/W，项目为国能米东区60万千瓦光伏二期项目，其中光伏组件、逆变器均由发包人提供。 分布式光伏项目中，大EPC中标均价3.366元/W，最高价为5.4元/W，项目为广州南沙海大养殖基地30MW分布式光伏EPC项目，采用BIPV满铺安装方式，设置三重防水结构的立体支架体系。最低价为3.698元/W，项目为江西鼎峰、亚欣1.76MW屋顶分布式光伏电站EPC公开（二次招标）项目。 分布式光伏项目小EPC中标均价为2.217元/W，最高价为3.238元/W，项目为唐山曹妃甸9MW分布式光伏项目EPC总承包项目，仅光伏组件由甲方提供。最低价为1.404元/W，项目为如皋龙源新能源发展有限公司分布式光伏第十批次（1.68465MW）项目，价格不包含光伏组件和逆变器等。 光伏基地项目中，主要是宁夏电力国能灵绍直流配套200万千瓦复合光伏基地项目7-9标段，均为大EPC项目，中标均价为1.844元/W，3个标段高低价差仅0.035元/W。 从中标情况来看，中国电建以超1.44GW中标规模遥遥领先，中国铁建、中国能建、河南省第二建设集团所获规模分别在200MW及以上。此外，三峡、国投集团、国家能源集团所获规模均在100MW以上。 华能集团 1-3月，华能集团已发布3.268GW招标项目，已公布中标结果或者确定中标候选人的规模约1.5GW。其中，分布式项目规模为967.32MW，整县项目为437.42MW，地面项目100MW。 从中标价格来看，在分布式光伏项目中，大EPC中标均价3.132元/W，最高价为3.749元/W，项目为三亚市户用分布式光伏项目，招标要求与房屋所有者签订协议的单块组件租金价格不高于40元/块/年。最低价为2.784元/W，项目为三亚市育才生态区屋顶分布式光伏项目，投标人需承诺合同签订后30天内完成12.034MW确户工作并签订屋顶租用协议。 分布式光伏小EPC中标均价为2.19元/W，最高价为2.39元/W，项目为仙坛20MW分布式光伏项目。最低价为1.91元/W，项目为金乡一期30MW分布式光伏发电项目，组件由甲方供应。 整县光伏项目中，大EPC中标均价2.789元/W，最高价为3.147元/W，项目为慈利县整县户用一期100MW分布式光伏项目，中标人负责建设场地落实。最低价为3.06元/W，项目为政和县整县分布式光伏四期项目。 整县光伏小EPC中标均价为1.932元/W，最高价为2.509元/W，项目为宽城地面分布式光伏项总承包预采购。最低价为1.73元/W，项目为“河洛之光”150兆瓦屋顶分布式光伏项目EPC框架协议预招标（一标段），光伏组件由发包方提供。 从中标情况来看，中国建筑集团所获规模达到140MW，中国能建、中国电建、中国五矿、国家电网所获规模分别在100MW以上，正泰、英利等民企也均有所获。 华电集团 1-3月，华电集团已发布4.109GW招标项目，已公布中标结果或者确定中标候选人的规模达到3.341GW。其中，地面电站2.839GW，分布式光伏306.89MW，整县项目195.4MW。 从中标价格来看，地面电站项目中，仅2个大EPC项目公示中标结果。其中，盐源县8#地块150MW光伏发电项目中，中标价为3.247元/W；理县2#地块大马场195MW光伏项目，中标价为3.292元/W，招标范围包括勘察、安装、道路工程、环水保措施等。 在分布式光伏项目中，已公示的中标结果主要以小EPC项目为主，中标均价2.01元/W，最高价为3.304元/W，项目为嘉定大众污水处理厂8.49MW分布式光伏发电站项目。最低价为1.398元/W，项目为江苏华电丹徒一期40.085MW户用光伏项目，组件、逆变器由招标人提供。 从中标情况来看，中国电建以超876.28MW中标规模位列第一，中国安能以720MW规模紧随其后，华电集团以480MW规模位居第三。此外，三峡集团、中国建筑集团、华电集团所获规模均在150MW及以上。 大唐集团 1-3月，大唐集团已发布2.117GW招标项目，已公布中标结果或者确定中标候选人的规模约1.35GW，主要为地面电站项目，类型涵盖林光、渔光及农业光伏，规模约1.294GW，分布式光伏规模约61MW。 地面电站项目以小EPC中为主，中标均价3.515元/W，最高价为3.925元/W，项目为汉滨150MW光伏发电项目工程，组件、逆变器、电气设备由招标人提供。最低价为0.711元/W，项目为水城区猴场二期农业光伏电站新建工程，组件、逆变器、箱变等设备由甲方提供。 在分布式光伏项目中，同样多为小EPC项目，中标均价1.7227元/W，最高价为3.925元/W，项目为鳄鱼小镇和旺鑫养殖场分布式光伏发电项目，光伏组件、组串式逆变器由发包人提供。最低价为1.264元/W，项目为川汇公司盐亭屋顶分布式光伏项目(一期)，价格不包括组件、逆变器、电缆等。 从中标情况来看，在已定标的18个项目中，有16个项目为联合体中标，其中，中国能建、中国电建、大唐集团、中国能源所获项目规模居前。

近日，福建、河南、浙江、辽宁等省市纷纷公布了2024年第一季度分布式光伏（或配电网接入能力）的可开放容量信息。 福建已有22个县（区/市）发布了分布式光伏可开放容量信息，松溪县、尤溪县、大田县、将乐县等共计9个县（区/市）在分布式光伏接入方面可开放容量为0，南安市、泉州台商投资区、惠安县、霞浦县等13个县（区/市）仍然拥有可观的新增开放容量。 河南除郑州、商丘外，其余地市也纷纷公开了分布式光伏的承载力与可开发容量信息。据最新统计，截至2024年一季度，这些地区的可开发容量已达到3.671GW（未包括郑州、商丘），各市对比上季度皆有所下降，上季度这一数据为7.763GW。 浙江已有43个县（区/市）公布配电网接入能力和容量受限情况，其中，绍兴、诸暨、上虞区、嵊州市等13个县（区/市）无配电网接入能力和容量受限情况，临海等30个县（区/市）有部分台区配电网接入能力和容量受限，但整体来看，受限比例并不高。 另外杭州市区、萧山、余杭、富阳县等县（区/市）还公布了可开放容量，合计规模超过10GW。 辽宁省发改委也发布了2024年第一季度全省分布式光伏接入电网承载力评估结果。 地图显示，铁岭、鞍山、抚顺、营口等市部分地区被划定为红色等级的受限地区。 根据相关文件，按照《导则》评估为黄色、红色等级的受限地区，对于已建成和已开工项目，电力公司应采取措施，应接尽接；对于已备案未开工项目，电力公司告知暂缓建设；未备案项目，由相关审批部门告知暂缓备案，等待电网承载力改善后再继续备案工作。