分布式光伏消纳难题迎来新突破
分布式光伏消纳难题迎来新突破
2024年以来，我国多地分布式光伏的可开放容量呈现回升态势，电网接入能力显著增强。与此同时，国家能源局正进一步提升对分布式新能源接入电力系统承载力的评估精度，以释放配电网对分布式新能源的接纳与配置潜能。这一系列举措，为分布式光伏市场的拓展注入了新动力，也标志着制约行业发展的并网与消纳难题开始得到实质性缓解。
与集中式光伏相比，分布式光伏具备就地开发、就地利用的显著优势。大力发展该类项目，是构建新型能源体系的关键环节，对推动能源绿色低碳转型、增强电力系统韧性具有重要意义。
在政策持续扶持、技术不断进步以及经济稳中有进的背景下，我国分布式光伏已迈向规模化发展阶段。2023年，全国新增光伏装机容量达3.17亿千瓦，同比增长14%，其中分布式光伏新增1.53亿千瓦，占比接近50%，成为能源结构转型的重要推动力。随着该领域呈现快速增长态势，亟需优化管理机制与发展战略，推动其高质量可持续发展。
近年来，我国中东部多个地区结合地方实际，积极探索破解分布式光伏并网与消纳瓶颈的解决方案，为新能源高质量发展提供实践样本。
供给侧：规划引领，推动有序开发
在供给侧，电力主管部门通过科学规划引导分布式光伏的有序建设。安徽省创新运用“市场化机制+数字化手段”，率先建立分布式光伏调节补偿分摊机制。当电网运行需要时，优先调度具备可观、可测、可调、可控能力的电站，并对其因调节损失的电量进行全额市场化补偿。
据国网安徽电力调控中心副处长李智介绍，2024年春节期间，安徽累计组织16.6万户分布式光伏参与4天次的调节任务，累计调节电量1.04亿千瓦时，并顺利完成补偿与分摊结算，体现了市场化机制在资源配置中的重要作用。
需求侧：填谷充电，挖掘绿电潜力
在用电侧，居民侧的填谷充电场景开始显现其价值。春节期间，安徽省将需求响应机制拓展至居民电动汽车用户，通过精准的经济激励措施，引导居民在午间光伏出力高峰期进行充电。累计组织46.39万户次私人电动汽车参与有序充电，形成最大17.38万千瓦的填谷负荷，累计消纳绿色电力431.71万千瓦时。
技术支撑：创新监测手段，破解观测难题
在技术层面，江苏电网率先开展基于基准站聚合感知的分布式光伏可观可测系统建设，采用“以点带面”的观测策略，依托集中式光伏出力数据，推算出低压侧分布式光伏的出力情况，实现对低压分布式光伏全量的实时监测，有效解决了该类资源缺乏实时观测数据的问题，为电网的实时平衡与调控提供科学依据。
储能应用：灵活响应，提升配网适应性
储能技术在提升新能源消纳能力方面发挥着关键作用。安徽省池州市石台县仙寓镇莲花村拥有400多户茶农和近5000亩茶园。随着电力化制茶设备的广泛应用，用电需求显著上升。由于部分茶厂供电线路半径较长，大功率设备启动时常导致末端电压不稳，影响生产。
为应对这一问题，国网池州供电公司为茶厂部署可移动式新型储能装置。该装置在光伏出力较高且用电需求较低的时段进行储能，充电完成后可在高峰期持续供电2小时，有效保障生产稳定性。此外，该装置具备高度的灵活性，可根据负荷波动及实际运行情况进行迁移，具备良好的经济性。
截至目前，安徽省已在末端用户低电压、分布式光伏消纳等典型场景中试点部署96个台区可移动储能装置，推动新型储能技术在配网侧的规模化应用。
发展展望：潜力巨大，机制亟需完善
从长远来看，我国分布式光伏发电仍具备广阔的发展空间。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，理论可安装光伏发电容量接近20亿千瓦，而当前全国分布式光伏累计装机容量仅为5亿千瓦左右。如何有效解决分布式光伏的消纳问题，将直接影响新能源产业的健康发展，以及“双碳”目标的实现。
国网江苏电科院新能源技术专家罗飞指出，建立分布式光伏消纳长效机制，需推动“规划、建设、运行、市场”各环节协同发力。应进一步健全配电网承载力评估与可开放容量动态发布机制，提升项目开发的透明度和可预期性；坚持源网协同发展，统筹分布式光伏布局与配电网改造；完善储能、微电网、虚拟电厂、绿电交易等配套机制，拓展分布式光伏就近消纳的多元应用场景；加快电力市场体系建设，构建更具效率的价格信号和收益回收机制。
国网安徽电力营销部市场运营处处长赵骞则建议，应进一步完善虚拟电厂、车网互动等领域的激励机制，巩固居民节电响应等政策基础，推广“容量备用+调用激励”的需求响应补贴模式，提升市场化调节手段的吸引力。同时，应加强负荷资源精细化管理，引导虚拟电厂等新型市场主体加快聚合居民空调、充换电设施、用户侧储能等小型分散资源，加快构建多类型、多时间尺度的可调负荷资源库。
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