分布式光伏消纳难题迎来新路径
分布式光伏消纳难题迎来新路径
2024年以来，国内多个地区分布式光伏可接入的容量逐步提升，接入电网的能力显著增强。与此同时，国家能源局提出进一步优化分布式新能源接入电力系统的承载力评估体系，推动配电网在接纳与调配分布式新能源方面的能力提升。这一系列举措将有助于激活分布式光伏市场的潜在需求，行业长期面临的并网与消纳难题正在迎来实质性突破。
与集中式光伏项目相比，分布式光伏具备就地开发、就地利用的特性，更有利于实现能源的高效利用。推动分布式光伏的快速发展，是构建新型能源体系的重要环节，对促进能源结构的低碳转型、增强电力系统的供应弹性具有深远意义。
在政策持续引导、技术稳步进步以及宏观经济稳健发展的多重因素驱动下，我国分布式光伏正迈向规模化发展阶段。2023年全国光伏新增装机总量达到3.17亿千瓦，同比增长14%，其中分布式光伏新增装机1.53亿千瓦，占比接近50%，显示出其作为能源转型核心路径之一的地位。随着装机规模的快速扩张，行业亟需在管理与发展战略上实现同步升级，以支撑其健康有序的发展。
近年来，中东部部分地区结合本地实际，积极探索解决分布式光伏并网与消纳难题的有效路径，为新能源高质量发展提供实践经验。
在电源侧，电力系统通过科学规划引导分布式光伏项目的有序开发。以安徽为例，该省创新性地融合市场化机制与数字化技术，首创分布式光伏调节补偿分摊机制。在电网运行压力较大时，优先调度具备可观、可测、可调、可控能力的分布式电站，并对调节过程中产生的电量损失给予全额市场补偿。据国网安徽电力调控中心副处长李智介绍，2024年春节期间，安徽共组织4天次的调节工作，涉及16.6万户分布式光伏，调节总量达1.04亿千瓦时，并已完成补偿与分摊的结算。
在用户侧，新的用电场景逐渐显现成效。春节期间，安徽拓展需求响应范围，将数百万户居民电动汽车用户纳入调节体系。通过经济激励手段，引导居民在光伏发电高峰时段进行充电，共组织46.39万户次的充电行为，形成最大17.38万千瓦的填谷负荷，有效消纳绿电431.71万千瓦时。
技术层面，江苏电网在分布式光伏可观、可测系统建设方面取得重要进展。其创新采用“基准站聚合感知”技术，利用光伏出力的空间相关性，通过集中式电站的出力数据推算低压分布式电站的发电情况，实现全量观测，破解了低压分布式光伏缺乏实时监测的瓶颈，为电网的实时平衡调控提供坚实数据支撑。
储能技术正成为提升分布式光伏消纳能力的关键支撑。以安徽池州市石台县仙寓镇莲花村为例，该地区拥有400多户茶农和近5000亩茶园。随着电制茶设备的普及，用电需求激增，部分茶厂因供电半径较长，在高峰负荷下出现末端电压不稳的问题。
为应对这一挑战，国网池州供电公司为茶厂部署了可移动式新型储能装置。该装置在用电低谷时段将未被即时消耗的分布式光伏电力存储起来，高峰时段可稳定供电2小时。该装置具备良好的适应性，可根据实际负荷灵活迁移，已展现出明显的经济价值。目前，安徽已在96个典型场景中试点建设可移动储能装置，推动新型储能在配网侧的规模化应用。
展望未来，分布式光伏发电仍具备巨大增长潜力。数据显示，我国农村地区建筑物屋顶总面积超过270亿平方米，理论上可安装光伏容量近20亿千瓦，而截至当前，全国分布式光伏累计装机容量仅略超5亿千瓦。如何有效解决分布式光伏的消纳问题，不仅关系到新能源产业的可持续发展，更直接影响“双碳”目标的实现。
“构建分布式光伏的长效消纳机制，关键在于推动规划、建设、运行和市场环节的协同推进。”国网江苏电科院新能源技术专家罗飞指出，需完善配电网承载力评估体系，并动态发布可开放容量信息，提升项目开发的透明度与可预见性。同时，应推动分布式光伏与配电网改造同步规划，完善储能、微电网、虚拟电厂和绿电交易等配套机制，拓展就地消纳场景，并加快电力市场建设，建立更具引导性的价格信号与收益回收机制。
国网安徽电力营销部市场运营处处长赵骞建议，应进一步健全虚拟电厂、车网互动等新兴领域的激励机制，优化居民节电响应机制，推广“容量备用+调用激励”的补贴模式，提升市场调节手段的吸引力。同时，应加强负荷资源的精细化管理，引导虚拟电厂等新型主体加快聚合居民空调、充电设施、用户侧储能等小型分散资源，构建多类型、多时间尺度的可调负荷资源库。
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