据储能界了解到，不论在西北的塞外戈壁，还是在江南的田野村庄，光伏都已融入其间，成为当前人类生存空间的一部分。
浙江分布式光伏发展也甚是火热。“十四五”以来，碳达峰碳中和、新型电力系统、新型能源体系等国家重大战略决策相继落地实施。浙江分布式光伏政策环境、产业发展均持续向好，并带来装机规模的高速增长。
建设速度超出预期
在2022年、2023年，浙江分布式光伏装机分别增长660万千瓦、764万千瓦，分别占风光总装机增量的87%、75%，成为新能源增长“主力军”，是推进能源转型的重要力量。截至今年9月底，浙江省光伏累计装机4227万千瓦，其中分布式光伏装机3493万千瓦，占光伏总装机容量超80%。
2021年，浙江省提出实施“风光倍增工程”，计划到2025年风光装机规模达3400万千瓦。而实际上，在去年7月全省风光装机规模即达到3408万千瓦，提前两年半实现“倍增”目标。
在政策方面，分布式光伏发展与各级政府政策支持密不可分。“双碳”目标引领、能源绿色低碳转型的背景下，国家和地方政府对于分布式光伏等新能源发展的政策支持力度持续加强。且随着“能耗双控”向“碳排放双控”转变，企业对绿电绿证需求日趋强烈，分布式光伏规模有进一步扩大预期。
在产业方面，浙江将新能源制造业作为“415X”先进制造业培育工程的重要内容，截至2023年底，已培育34家光伏相关上市企业，其中仅嘉兴市光伏行业产值就达到1150亿元，约占全省30%。近年来，光伏行业技术迭代与下游市场快速增长，建设成本随之降低，预计未来一段时期光伏发电项目投资积极性将继续高涨。
在政策、产业的积极影响下，未来浙江分布式光伏规模预计将继续扩大，并给电力系统规划、运行等带来一系列影响与挑战。
高速规模化发展带来消纳难题
在分布式光伏发展高歌猛进的过程中，各类问题也随之产生。
电力系统安全运行风险增大的问题率先到来。光伏发电与用电负荷的时间分布差异性，导致电力系统午间保消纳和晚峰保供应的难度加大，部分地区出现光伏倒送、消纳困难等问题，重大节假日期间尤为突出。节假日工业企业相继停工减产，用电负荷较低甚至极低，若叠加晴好天气光伏大发，电力系统消纳压力剧增。
譬如2024年春节期间，浙江全社会用电负荷从最高9400万千瓦降至最低4154万千瓦，午间最小负荷2807万千瓦，而同一时间新能源最大出力超过1900万千瓦，突破全社会负荷近70%，为电网调峰带来较大的不确定性。
由于重大节假日电力安全保供任务突出，出力稳定、调节灵活的火电机组需维持一定开机容量满足备用。如果新能源单日出力波动超过备用，为保障新能源消纳，火电机组出力将下探至最低技术出力以下，产生安全风险。2024年春节期间，浙江全省光伏日间最大波动1489万千瓦，创历史新高，产生严峻实时平衡压力。
除了重大节假日等极端案例，在常态化运行中，源荷协同、源网同步也难度凸显。当前普遍存在电力供需时空不匹配现象，如分布式光伏发展布局与用电负荷分布不协调、出力曲线与用电负荷曲线不协调等，原有的电力供需预测方法、现行的电网规划理论都亟待进一步完善，以适应传统配电网向有源配电系统的演变。
分布式光伏本体建设周期短，建设地点相对灵活，光伏项目备案制与电网配套工程核准制之间实施周期存在差异，也增加了源网同步的难度。
局部地区电力系统承载力持续承压。随着分布式光伏建设成本走低带来的规模化发展，局部地区电力系统承载力与光伏发展需求矛盾进一步突出。
多措并行助其健康发展
针对一系列问题，国网浙江电力积极探索促进分布式光伏健康可持续发展的路径，进一步加强其与电力系统的协调发展。
在着力探索解决重大节假日新能源消纳难题上，首先，推动政府建立重大节假日期间发电企业深度调峰补偿机制，提高发电企业深度调峰积极性，推动省内发电侧日内调峰能力最大化。其次，探索重大节假日期间深谷电价等价格机制，根据系统紧急平衡需求动态调节新型储能电站充放电功率和次数，增加最大可充和最大可放电力，并开展第三方独立主体参与辅助服务结算试运行，促进负荷侧资源参与填谷调峰。
此外，在重大节假日前联合风电场、光伏电站等统调新能源发电厂，提前谋划。当电网出现极端低负荷且光伏出力大增时，集中开展AGC（自动发电控制）功能试验，通过调试机组出力，实现新能源场站出力调整，降低新能源消纳压力。
国网浙江电力也致力于加强系统调节能力建设，结合分布式光伏增长规模，开展电力系统调节能力需求分析，探索配电网物联感知建设，在分布式光伏渗透率较高区域，试点配电网台区智能终端建设，实现台区调节能力、消纳能力、平衡能力的提升。
国网浙江电力还以数字化+市场化手段探索区域平衡自治。
在省内大规模新能源产供储销区域——海宁尖山，开启“电网+资源”的数字化协同控制模式，使资源调配更合理高效。在今年国庆假期，国网浙江电力还在此试点开展分布式新能源保安全促消纳市场化交易，通过提前锁定节假日光伏资源，在区域负荷下降明显、光伏发生倒送时，按需调用负荷聚合商资源共计10兆瓦，有效应对特殊时段的电力供需变化。
但着眼于分布式光伏为主的新能源发展依旧迅猛的未来，除了加强骨干网架建设，仍需在管理机制、调节能力、网源协调等方面提前布局。国网浙江电力正在积极探索实践。
一是加强跨区域电网协调运行与电网协调管理，建设跨单位、跨专业、多层次、多纵深的网源协调管理体系，实现统调机组和新能源场站涉网参数定值及涉网性能实时管控，为调度运行提供技术支撑与决策支持。
二是推动新能源及可控负荷调控新技术发展，将海量并网的分布式新能源和不断接入的可控负荷纳入可观可测可控可调对象，发挥局部微电网的就地平衡作用，建立高精度、高可信度的新能源功率预测系统和负荷预测系统，更好适应高比例新能源并网运行。
三是积极推动新能源参与电力市场，推动集中式光伏等新能源发电项目参与市场交易，调度机构强化落实新能源发电项目保障性电量收购政策要求，保障已达成市场交易电量合同的执行。
四是更好发挥峰谷分时电价政策作用，鼓励企业在特定时段多用电，调动投资主体配建储能积极性，推动用户削峰填谷，缓解消纳难题。
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