分布式光伏也要“弃电”?

在业内人士看来，在集中式新能源难以满足系统调峰需求的情况下，分布式光伏参与电网调峰或成常态。在此背景下，如何提高分布式光伏最大容量接入成为行业必答题。

近日，随着河南低压分布式光伏配合调峰消息传出，分布式光伏消纳问题又一次被推到聚光灯下，成为行业讨论的焦点。分布式光伏参与调峰，意味着在一段时间内限制部分用户光伏发电系统的发电量，减少随机性、波动性、间歇性电力对电网安全稳定运行的影响。这凸显了分布式光伏发展面临存量消纳难、新增装机并网空间不足的挑战。

分布式光伏保持快速增长，年均增速超过50%，在业内人士看来，在集中式新能源难以满足系统调峰需求的情况下，分布式光伏参与电网调峰或成常态。未来，预计分布式光伏仍将密集接入配电网。在此背景下，如何提高分布式光伏最大容量接入成为行业必答题。

持续加强政策管理

“新能源的间歇性、波动性及反调峰特性是影响新能源消纳的主要原因。”中国电力科学研究院新能源研究中心新能源调度运行室主任张金平指出，光伏出力呈现“夏秋大、冬春小、晚峰无光”的特点。随着新能源装机占比提升，日内、日间波动性显著增强，2023年国网新能源日内最大波动2.56亿于瓦，日间波动2.81亿干瓦。

针对分布式光伏，中国光伏行业协会发布的数据显示，2023年全年，我国分布式光伏新增装机规模超100吉瓦，同比增长近50%。一方面，分布式光伏新增和累计装机规模都创下新高。另一方面，部分地区出现了反送电、变压器过载的情况。去年10月以来，广东、福建、黑龙江等省先后发布了省内分布式光伏接入电网承载力评估和低压分布式光伏接网预警。

评估结果和预警等级公布了该地区剩余可接入的分布式光伏容量，为此，市场一度出现承载力不足，分布式光伏无发展空间的担忧。

“承载力不是技术能力，而是一个管理政策。”一位不愿具名的业内专家表示，“分布式光伏最大的特点是就近利用，就近利用也意味着，由于每个地区配电网承载力不同，消纳情况也就各异。承载力的存在让分布式光伏就近消纳成为更现实的选择，也因承载力水平不尽相同，才让部分地区面临消纳挑战。”

提升“四可”能力

2021年，在分布式光伏“整县推进”政策驱动下，我国分布式光伏新增装机规模历史上首次超越集中式光伏，随后一直和集中式光伏并驾齐驱，维持高增长趋势。

张金平认为，新能源高速发展背景下，需要持续关注新能源消纳问题。提升新能源预测水平，提高电力系统调节能力，开展新能源消纳评估是实现高效消纳的重要保障。

“风光出力的随机性、波动性，加之电力系统运行灵活性限制，当电力供应超过负荷需求的时候，就可能导致新能源消纳受限。一般中午光伏会出现大发，新能源发电渗透率超过临界值，新能源整体利用率下降。这是客观规律，也是我国分布式光伏大省山东、河北、河南面临的现实问题。”张金平提出，为促进新能源消纳提升，就要提升分布式光伏“四可”能力，即“可观可测可调可控”。“首先在可观可测方面，主要是针对海量的380伏、220伏分布式光伏，要建设和分布式光伏发展相适应的配网能力，构建一体化分布式光伏功率预测模型。而在可调可控方面，基于分布式光伏的处理特性，考虑电力系统平衡和备用的相关需求，包括常规电源、抽蓄储能的运行约束，将分布式光伏和集中式新能源协同纳入电力系统平衡。同时考虑分布式光伏的运营主体，还有设备状态和承载力因素，制定科学限电策略。”

激励用户参与消费

发电就要用电。电力作为可消费商品，使用是其重要特点。为此，业内人士还表示，除了新增并网路线、扩容原有线路、改造逆变器等手段外，应进一步完善新能源消纳的市场机制。进一步扩大绿电交易规模，探索分布式电源参与绿电交易，激励更多市场主体主动消费绿电。

基于光伏发电规律，山东、河北、浙江等省份提出了分时电价政策。以浙江为例，该省份全年在中午11时至下午13时区间对光伏电力执行低谷电价，促进用户在光伏大发时间段用电。将光伏主要出力时段设为低谷时段，有助于提升光伏消纳能力，是将光伏降本红利向需求端消纳能力传导的必要手段。

河南省产业发展研究会新能源专委会秘书长姚峰称，当前不管是政府、电网还是行业，都在积极想办法解决消纳难题。2024年河南已经做出峰谷时段调整，鼓励中午光伏大发时段用电，增加负荷，可能会释放出相当一部分消纳空间。

山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌提出，2024年，建议户用光伏从业者与电网协同发展，紧跟电网的思路。工商业从业者要尽快摆脱低压接入，因为未来趋势不管低压、高压都要接受调峰，无论大小电站都应该配合电网相关工作。

浙江省太阳能光伏行业协会秘书长沈福鑫强调，未来光伏发展趋势一定是对电网友好，这样才能把光伏应用市场做大做强。