分布式光伏发展面临转折 增强调节能力是关键

　　党的二十大提出，推动经济社会发展绿色化、低碳化是实现高质量发展的关键环节。积极稳妥推进碳达峰碳中和、深入推进能源革命、加快规划建设新型能源体系。清洁低碳、安全高效的新型电力系统是新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体，风电、光伏发电成为新型电力系统增量主体。作为光伏发电的重要组成，分布式光伏装机规模快速增长，部分地区已面临可持续发展的挑战。新形势下，需重新审视分布式光伏发展趋势，思考分布式光伏规划布局及发展节奏，推动分布式光伏持续健康发展。

　　分布式光伏发展现状及挑战

　　分布式光伏装机规模发展迅猛，增长率连年居于高位。根据国家能源局发布数据，2022年分布式光伏新增装机达51.11吉瓦，同比增长74.5%。2020~2022年分布式光伏复合年增长率约26%，而同期集中式光伏复合年增长率约11%，分布式光伏增长率连续两年超过集中式光伏电站。

　　从地区来看，我国分布式光伏区域发展不均。2022年，分布式光伏新增装机容量前三省份分别为河南、江苏、山东，前三省份约占全国新增分布式光伏装机的42.8%。从成分来看，工商业光伏增长势头强劲，2022年，工商业分布式光伏新增装机达25.87吉瓦，同比增长236.7%，占分布式光伏新增装机比例一半以上。

　　分布式光伏发展趋势面临转折。2023年分布式光伏新增装机达到约96吉瓦，而集中式光伏新增装机约119吉瓦，分布式光伏新增装机规模被集中式光伏反超。2024年，在风光大基地项目加速推进下，集中式光伏新增装机占比有望继续攀升，而分布式光伏则受限于内外部因素，规模发展面临挑战。

　　分布式光伏发展主要影响因素包括并网消纳、电网安全和投资收益等。

　　并网消纳挑战

　　供需关系是分布式光伏发展的根本制约。用电负荷增量很大程度上影响着电源增长空间。新能源消纳良好很大程度上得益于用电需求的快速增长，2020~2022年，全社会用电增量约1.4万亿千瓦时。近年来，分布式光伏并网限制较少，发展迅猛，其发展速度远高于负荷增长速度，常规电源电量压缩。若常规电源充分压缩，则可再生能源接入空间最大，仅受制于用电负荷的根本性约束。

　　负荷曲线与光伏发电曲线不匹配，是影响分布式光伏并网消纳的重要原因。电力平衡本质是供电、用电的实时平衡。午间光伏大发时刻，多是非负荷高峰时刻，主要依赖压缩传统机组出力及储能充电让渡消纳空间;晚间负荷高峰时刻，光伏发电能力较弱，主要依赖传统机组及储能实现电力保供。分布式光伏并网消纳水平主要受系统和自身调节能力影响较大。

　　一方面，系统电源调节能力存在边界。煤电、气电、核电等常规电源存在技术出力限制，其中灵活性改造后煤电技术出力调节范围为30~100%，气电调节范围为20~100%。另一方面，分布式光伏自身缺乏调节能力。现阶段，分布式光伏逆变器采用MPPT(最大功率跟踪)模式跟踪最大发电功率，缺乏调度控制措施;且分布式光伏较少配置储能，无法实现对发电曲线的调整。

　　电网安全挑战

　　分布式光伏并网消纳空间受电网安全稳定运行限制。大规模分布式光伏接入可能导致电能质量降低，反向送电导致线路设备过载、控制保护措施失效等因素影响。

　　接入配电网的分布式光伏快速发展，根据光伏出力特性，并网点功率变化较大，极可能造成低压配电网电压波动。稳态运行状态下的传统配电网，沿着线路潮流的流动方向，各节点的电压呈降低趋势。而分布式光伏出力特性与负荷时序特性错位，白天光伏出力大于负荷，易造成过电压风险，夜晚光伏无出力而负荷较大，易造成欠压风险。分布式光伏接入点越靠近配电网末端，则功率波动导致的电压偏差范围越大。配电网调压能力不足时，电压偏差问题直接影响供电安全。

　　光伏电源输出的是直流电，需要通过并网逆变器将其转换为交流电才能并入电网中。而在这个过程中会产生一定的谐波，给网络造成谐波污染。在当前分布式光伏迅猛发展，在配电网内多个谐波源互相叠加的情况下，总谐波含量可能超过滤波器的控制范围。

　　在新能源渗透率高的配电网区域内，分布式光伏出力高于用电负荷，中压甚至高压变压器和线路会出现潮流反送现象。传统配网变压器容量设计主要依据负荷水平，未考虑分布式光伏出力。若分布式光伏容量过大，可能导致反送功率超过变压器容量，导致设备和线路过载，出现热稳问题。

　　当前，多地以设备容量等因素评估分布式电源承载力，发布分布式光伏可接入容量或承载力等级。如湖北省襄阳市、福建省三明市建宁县等全域分布式电源可接入容量为0。另外，山东、河南、江西等省份发布下辖部分地区分布式光伏承载力等级预警，超150个地区分布式光伏无新增接入空间。

　　传统配网变压器保护设计，未考虑大规模分布式光伏接入的情况。局部高密度的分布式光伏接入会改变故障电流的大小和方向，可能使得传统配电网对于短路故障的电流保护配置失效，因此，在分析分布式光伏承载力时需以电流保护不失效为前提，在不影响保护的选择性、灵敏性和范围情况下进行规划和建设。

　　经济性挑战

　　增加电网调节能力、新增电网基建等带来的系统成本问题，需合理分摊，势必影响分布式光伏项目成本。而部分时段供过于求的问题，造成弃电或负电价现象，亦会影响分布式光伏预期收入。

　　分布式光伏发展趋势思考

　　规划规模布局更加优化

　　发展规划更系统。分布式光伏现已建成规模，需纳入电源规划统筹考虑。电源规划以负荷增长预测为基础，在电力平衡、电量平衡、调峰平衡等约束下研究得到。分布式光伏装机密集地区多为中东部负荷区，存在较多直流落点。而“沙戈荒”新能源基地外送直流送电曲线与分布式光伏发电曲线具有相似性。在进行系统平衡计算时，需统筹考虑直流受电和分布式光伏发展规划。

　　进一步强化对负荷因素的考量。在负荷密集地区布局分布式光伏，有利于分布式光伏自发自用，减少向更高电压等级反送电需求，避免大范围电网设备容量制约，具有发展可持续性。

　　工商业分布式光伏逐渐成为企业刚需。工商业分布式光伏一般利用企业、工业园区厂房屋顶及附近区域开发实施。因发电特性与企业白天工作时间用电高峰匹配，工商业分布式光伏能有效减小电网送电压力，缓解供电紧张。江苏、浙江、广东等沿海发达地区企业开发分布式光伏，可缓解因“分时电价”“电力市场化”带来的峰值电费抬升的影响;同时可以出售绿证，将绿色权益变现以获取收益。

　　推动分布式光伏调节能力增强

　　在并网技术改进方面，推进集中汇流高压并网，解决更低电压等级电压能力不平衡的问题。集中汇流是将整村的屋顶集中，以商业模式实现光伏并网从而取代以自然人单户安装光伏并网的新解决方案，该方案适用于乡村分布式光伏的规模化开发。开发者可通过租赁的方式租用住户屋顶，并采用集中汇流方式并网。该方式下分布式光伏经专用升压变压器、通过10千伏母线并网，无配电变压器重过载问题;缩短与主网的电气距离，可有效缓解电网电压高、电能质量受影响等问题。

　　利用光伏逆变器本身的无功容量进行电压调节是提升分布式光伏消纳能力的重要手段之一。改进并网逆变器无功控制策略，可在一定程度上改善电压稳定问题。

　　考虑合理弃光，支撑装机容量和分布式光伏接纳电量的有效提升。当光伏通过逆变器以弃光形式参与电网调节时，实际运行中就不会存在运行状态指标越限问题，取而代之是处理代价问题，即弃光多少。在计及光伏可控性前提下，可考虑不以光伏全额消纳为条件、基于合理弃光率约束的可接入容量优化评估。

　　在分布式配储方面，推动储能应用更加广泛。储能可支撑有功、无功协调控制。储能设备加入可以在白天光伏大发期间吸收光伏发出的有功功率，预防过电压风险;在夜间需求较大时段可发出功率，防止欠压发生。同时搭配无功控制策略，可较好解决电压越限风险，使网损合理、功率因数提高。

　　根据系统需求，合理规划分布式光伏配套储能规模;鼓励大型独立储能建设，鼓励分布式光伏开发业主通过自建、共建、租赁等方式灵活配置新型储能;优化新型储能控制运行方式，充分发挥储能调峰、调频等调节功能，提升运行经济效益;进行储能布局优化，增强储能调度可用性，充分利用储能资源的调峰调压能力。

　　在电网协调方面，推动配网调度更智能，负荷响应更充分。加快电网数字化进程。电网、设备、客户状态的动态采集、实时感知和在线监测逐渐实现。配电网智慧化水平提升。加大部署配电网智能终端，加快建设配电通信网和实现配电自动化实用化，针对分布式光伏渗透率高的地区推进智能调度和优化管理。配电网智能支持系统可通过配网状态估算等技术，准确感知配网线路和设备的运行状态，精准定位问题、快速提供解决方案。

　　在新型电力系统中，工业可调控负荷、电动汽车、储能等负荷侧资源不再是单纯消耗电能的“消费者”，而是既消耗电能又可生产电能的“产消者”。V2G(车网互动)技术引导电动汽车在用电低谷时充电，在用电高峰时向电网放电。负荷侧与电网灵活互动，可使电力系统的调节能力大幅提升。

　　分时电价的作用是反映光伏发电和用电在时间上的错配，利用价格信号引导负荷侧削峰填谷。2023年，山东省实行分时电价动态调整机制，通过价格信号引导用户削峰填谷，午间新能源消纳空间增加约350万千瓦，有效促进分布式光伏消纳，促进绿色能源转型成效显著。各省探索按照不同季节工序特性调整分时时段，灵活衔接电力市场价格，对更先进的电力市场技术具有启发和呼唤作用。此外，分布式光伏引起配电网重载、过载和潮流反向，而电网企业投资建设进度无法满足要求。可探索完善政策机制，推动发电企业或社会资本投资建设配电网扩容改造相关工程，提出合理的费用分摊和收益机制。

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2024年1期，作者单位：水电水利规划设计总院