深度 | 从分布式光伏及虚拟电厂等新业态成长看配电网转型

与碳达峰、碳中和目标相适配，以风、光为代表的新能源在电力系统中的占比持续攀升，规模不断扩大，成为构建新型电力系统的先锋力量。众所周知，任何新生事物融入传统业态，势必经历过渡阶段，需要磨合与适应，在物理约束严格、复杂程度高的电力系统中，这种现象更为突出。以风、光为代表的新能源其本质是不可调度的，会给系统带来更多的随机性、波动性，其物理特质会导致系统惯量降低和无功支持不足。这种适配度不足产生的问题首先出现在电网的主网，而随着分布式光伏的发展，其影响在配电网中也愈发突出。据预测，截至2024年底，中国分布式光伏装机占比将超过光伏总装机的43%，占所有电源总装机的接近10%。看似“小、散、多、杂”的分布式光伏，已经悄然间变得“举足轻重”。与主网遇到的挑战并不完全相同，分布式光伏给配电网带来了电压越界、反向过载、破坏继保逻辑、引起主网震荡等系列问题。分布式光伏的高速发展与配电网传统的治理方式，在当下这一历史时点，已经矛盾凸显。

（文章来源 微信公众号：电联新媒 作者：刘沅昆）

分布式光伏高速发展

倒逼配电网变革

目前分布式光伏发展的突出矛盾主要体现在两个方面：其一是部分省份及地区宣称电网承载能力不足，划定所谓“红区”，以限制分布式电源新增并网。其二是电力市场化改革正在加快推进，分布式光伏过去享受的固定的上网电价将逐渐转向市场电价。无论是“量”还是“价”，分布式光伏都将失去所谓的“保障性”，行业发展情境正在发生转变。据不完全统计，2024年已超过450个县分布式光伏容量“告急”，与此同时，投资端多家能源央国企也减缓或调整了分布式光伏的开发计划。

新型电力系统建设的“万里长征”才刚起步。如果从更长的历史视角来观察目前行业的发展，“困境”反而蕴含“机遇”，分布式光伏也只是在经历“成长的烦恼”。基于推进“双碳”目标的大局，目前的问题应该予以重视，并应由各方共同努力，合力解决。这些问题的解决并非配电网单方面满足分布式光伏的接入要求，分布式光伏也要主动创新以适应新型电力系统的发展。二者应相得益彰，协同共进，才能破解发展遇到的“困境”。

随着分布式能源的发展，特别是其渗透率、穿透率的提升，配网“有源化”特征日益凸显，分布式电源、新型储能、虚拟电厂、智能微网等新业态不断发展，配电网日益成为构建新型电力系统的“主战场”。在我国传统的五级调度体系中，配电处于最末端，一般归属县调级别，由于其承担的工作任务和归属层级较低，配电网长期以来缺乏自主能动性和创新性。配网的关注重点主要在于设备运维和可靠性保障，其规划和运行并没有考虑到如此大规模的新能源和储能，现在的问题是“旧瓶装不了新酒”，确需“先立后破”，有所改变。

从工程角度思考，对配电网进行改造升级必不可少。扩充变压器和线路容量是最直接也是最常规的做法，但这同时也意味着巨大的投资和成本。相比之下，基于现有的配电网能力，提升管理水平，也许是更为先导、快捷且全社会成本最低的路径。管理方式改善效果最为突出的就是优化承载力的计算方法。基于负荷容量和220千伏变电站不能返送等基本条件，反算出一条动态的区域新能源承载力曲线是我国目前主要的承载力计算方法。这种方法很直接，但也相对保守，只考虑了安全稳定，没能兼顾更多新能源的发展。更为积极的态度是以保障电网安全稳定为前提，调整计算方式来尽量多地接纳新能源。事实上，在国际上分布式能源渗透率、穿透率较高的国家和地区，都已遇到了类似的问题，“动态承载力”和“柔性接入”等方式值得我国参考借鉴。“动态承载力”是将传统承载力的“一条直线”变成“时变曲线”的分析方法。分布式光伏对配电网的影响主要有以下三个方面：其一是电压管理。日间光伏大发时，电压可能过高而越限，夜间光伏不发时，电压可能过低；其二是设备过热管理。逆向潮流可能超过变压器或线路能承载的容量；其三是对配网中的故障诊断和清除。基于此，应充分将电压越界、反送过热等因素作为共同约束，结合光伏时变出力，形成更为科学和真实的承载力“时变曲线”，根据一天内不同的时间量化新能源容量，释放新增并网空间。在“动态承载力”计算的基础上，如果分布式能源可以以更具电网友好的“柔性接入”替代被动的“刚性接入”，灵活地降低部分时间出力，主动控功率，电网便将承担更低的新能源尖峰，从而实现区域分布式能源的变相扩容。当管理水平“软实力”提升再也无法满足新能源增长时，再启动配电网设备改造，更具经济性。

除了接入端释放容量，配电网的设计规划也要进一步适应新变化。传统的“电从远方来”，决定了配电网多呈现“树状拓扑”结构，但随着新形势不断演化，配电网的角色正经历从接收与分配电能的基础功能，向深度集成源、网、荷、储等多元要素并实现与输电网高效互动耦合的智能型电力载体的转变。各类型分布式能源资产增多，使得配电网与主网连接的单一馈线“压力”愈发增大。由“树状馈线”向网格化的转变，正成为新型配电网规划的可能发展方向。单纯的网格化规划，有利于分布式新能源的本地消纳，并可有效减轻树状结构单一馈线的过负荷压力，但会增大投资。需要在此基础上充分考虑负荷、各类型分布式能源的变化，通过线路及台区间的转供、串供、站内联络等负荷转供手段，响应区域层线路运行方式调整，实现不同电源点不同线路之间的灵活调整和功率互济，在减少投资的情况下增强配电网网络的灵活性和自平衡恢复能力。其间，能量路由器等交直流混联变换设备，在关键网格节点将有望发挥重要作用。

立足于分布式能源发展的视角，配电网的分层分区治理也至关重要。对于点状的分布式能源，配电网应从台区、馈线、节点等不同角度，从上往下，层层分解技术边界，进行有效的功率和电压管控，实现每个点的本地优先。在调度运行时，再聚合回节点、馈线、台区，做到各个层级的互济和消纳。因配电网的时变和不可控因素较多，传统的全参数全变量的建模方法可能并不完全适用，数据驱动和人工智能等先进技术将有可能应用于复杂的配电网运行管控之中。

整合用户侧灵活性资源

重塑配网新形态

除了配电网外，各类型分布式能源资产自身发挥的作用也不容忽视。其中虚拟电厂因其数字化、轻资产、广域聚合等特性，更为适合于分布式光伏的发展。事实上，分布式光伏发电主体正在逐步转变为以虚拟电厂为代表的新型主体。以河北等省份为代表，推动分布式能源入市的相关政策陆续出台，其中方式包括直接交易、价格接受者和以虚拟电厂等为主体的聚合交易。作为灵活性资源的有效组织方式，虚拟电厂在服务大电网上正在发挥作用。但是，相比于远方的风、光发电，虚拟电厂更应为分布式光伏提供技术支撑和服务。虚拟电厂技术可以有效地将分布式光伏与工商业储能、可调负荷等资源进行集中代理，联合优化运营，以交易技术和并网技术实现分布式光伏的提质增效。针对电力市场风险和电网友好互动要求，虚拟电厂聚合的分布式光伏更具有优化空间和抗风险能力。具体而言，光伏不可调度，但储能可以充、放，负荷灵活性也可以挖掘，用储能和负荷来协同分布式光伏，则可实现一体化的可调可控。光、储等分布式能源资产一体化业务将以虚拟电厂主体的身份参与电力市场，更灵活地以买方或卖方身份参与电力交易，并适时参与到“隔墙售电”等创新性交易形式中，扩大分布式光伏发展空间。

对于配电网的电压越限或者电流返送问题，配电侧管理目前通常采用台区或馈线拉闸限电等予以解决。配电管理至今尚无充分信任分布式电源的自主性。事实上，只有“源”与“网”互动，才能创造更有利于促进分布式能源发展的生态。以虚拟电厂或分布式能源管理系统等数字化方式整合的分布式资源，已具有自我监测、调度、控制能力。配电网可以将目标明确给到信任的聚合主体，并借由他们实现相应的高效治理。以数字化聚合的用户侧分布式能源，可将自平衡作为重要目标。在相同的配电台区下，这样的有效平衡将减少对配电网容量的占用，减少馈线压力，增强韧性。聚合的分布式能源资产，从无序变为有序，将无计划更新为有计划，对配电网友好性大幅增加。有效整合起来的分散资源，将极大减少配电网的治理难度。事实上，配电网不需要“一管到底”，以平台思维搭建生态反而更为高效。

但在实际发展过程中，虚拟电厂等类似主体与配电网的互动，存在很多现实障碍，缺乏明确的政策支持和可遵循的示范案例。具体而言，物理上，电网治理上分层分区和虚拟电厂打破地理维度的“聚沙成塔”，在电压、潮流等约束下并不容易解耦；市场上，至今也没有很好的电力市场交易品种或电价机制来支持虚拟电厂等主体参与和配电网相关的互动。

在分布式光伏的发展上，配电网是其依托，虚拟电厂是其组织形式。二者缺一不可，需要相向而行、正向耦合。政策层面，如何界定新型主体的责任，如何设计合理的价格机制，如何保障整个电力系统的安全稳定运行等问题亟待进一步思考和理顺。分布式光伏看似“小、散、多、杂”,实则可以“星火燎原”“聚沙成塔”、大有作为。各类型分布式能源资产构建了国家能源供应安全的“新基石”，更成为能源技术创新实践的“广阔场景”。可以确信，配电网和虚拟电厂的有效协同共进，必将有助于分布式光伏更为健康、有序、快速的发展。