强化配电网 支撑分布式光伏发展

本文转自：中国电力报

江华 王青 白桦林 张天宇

明确2025年分布式新能源接入空间。《意见》提出，“到2025年，配电网网架结构更加坚强清晰，供配电能力合理充裕；配电网承载力和灵活性显著提升，具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力”。据统计，截至2023年底，我国分布式光伏累计装机容量约2.5亿千瓦，到2025年具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力，意味着2024与2025年年均分布式光伏的接入空间将在1亿千瓦左右。与此同时，1200万台充电桩预计将带来每年10亿千瓦时级别的用电需求，将对未来分布式光伏的消纳带来较为坚实的支撑。

加强农村电网改造与提升。《意见》明确提出，“加快推进农村电网巩固提升工程，完善农村电网网架结构，加强县域电网与主网联系，稳妥推进大电网延伸覆盖，因地制宜建设可再生能源局域网”。随着新能源汽车下乡和农村电气化率提升，农村配电网等基础设施面临规模、可靠性等方面的问题，成为制约户用光伏发展的重要瓶颈，亟须进行升级改造。对农村低压配电网进行扩容、引流，加强网架架构建设，提升电网弹性，将增强电网对分布式光伏尤其是农村户用光伏的消纳能力，也有利于推动新能源汽车下乡和农村电气化的进程。

完善分布式新能源配储发展环境。《意见》提出，“引导分布式新能源根据自身运行需要，合理配建新型储能或通过共享模式配置新型储能，提升新能源可靠替代能力，促进新能源消纳”“支持用户侧储能安全发展”“优化分布式新能源渗透率较高地区的保护控制策略，建立健全新型储能调控制度和调用机制”“研究完善储能价格机制”，从发展模式、调度模式、结算模式等方面对分布式配储这一新兴业态做出了指导。近年来，由于分布式光伏渗透率日益提高，部分地区逐渐出现电网消纳、调度困难的现象。配置储能、平抑波动、增强消纳能力，是分布式光伏发展的重要趋势。但分布式配储发展需摒弃集中式电站强制配储的发展老路，转而探索更为合理、更为科学、更具适应性的发展模式。

强化分布式电源管控能力。《意见》提出了“加强配电网调度智能化建设和信息安全防护系统建设，全面提升可观可测、可调可控能力”“建立源网荷储协同调控机制，不断完善新能源功率调控机制，优化分布式新能源渗透率较高地区的保护控制策略”“强化分布式电源管控能力”。实际上，国网公司和部分省份对分布式及户用光伏已经提出“可观可测可控可调”的要求。如何实现“四可”要求，一方面，要在推进“四可”的同时，保障电源和配电网数据采集的信息安全，确保信息交互过程中的保密性、完整性和可用性；另一方面，也要编制适应分布式电源接入配电网的技术标准、协议，避免接口形式不统一带来的成本增加，更要遵循市场化原则，即允许市场化采购满足“四可”要求和相关标准的软硬件产品。同时，满足“四可”要求的分布式电源也应当具备功率调控能力，通过配电网优化，制定合理的电网保护控制策略，提高配电网调节能力，促进分布式电源消纳。

探索分布式电源参与电力市场交易。《意见》提出，“明确分布式新能源、新型储能、电动汽车充电设施、微电网、虚拟电厂等新主体、新业态的市场准入、出清、结算标准，研究设计适宜的交易品种和交易规则，鼓励多样化资源平等参与市场交易。健全多时间尺度和多层次电力市场，满足多元化需求。创新拓展新型电力系统商业模式和交易机制，为工商业电力用户与分布式电源、新型储能等主体开展直接交易创造条件。”分布式电源装机不断增长，渗透率不断提高，但在电源侧目前没有建立有效的竞争机制，市场配置资源的决定性作用难以发挥。通过建立电力市场的交易机制，让分布式电源、新型储能、电动汽车、微电网、虚拟电厂等不同主体参与电力市场交易，通过设计满足不同主体需求的交易品种来优化资源配置，实现电力的经济属性和电力系统物理特征的深度融合。基于统一电力交易平台，为各类市场主体提供直接或间接交易的途径，做好多时间尺度和多层次电力市场之间的衔接机制，优化定价和结算机制，保障各市场主体利益，推动全国统一电力市场体系的建设。

（作者单位：中国光伏行业协会）