在国家“双碳目标”的指引下，我国乡村分布式光伏发电将会逐年大幅度增长。国家能源局最近下发了“关于报送整县推进分布式屋顶光伏开发试点方案的意见”的文件，标志着国家已经在着手推进乡村大规模发展分布式光伏发电工作。乡村大量新能源接入农村电网，必将对传统的农村电网带来挑战和深远的影响，进而重构乡村电网发展模式，要求同时推进适应“双碳目标”的新型农村电网建设。

一、浙江分布式光伏发展简要情况

（一）分布式光伏发展现状

浙江属于光伏三类资源区，光伏资源相对匮乏，但浙江党委政府积极践行“绿水青山就是金山银山”的发展理念，超前支持光伏全产业链的发展，尤其是分布式光伏发展迅速，分布式光伏装机数量和装机容量长期位列全国各省前列。截至2021年6月，全省光伏发电装机总规模达到1621.6万千瓦，相比2015年底增长884%，装机规模已超过水电，是省内仅次于火电的第二大电源。其中分布式光伏发电项目装机1137.4万千瓦，并网项目数达到24.2万个。

从电力客户类型上看，居民屋顶光伏数量较多，厂房屋顶项目数量少，全省居民光伏项目共有22.3万个，项目数占比达到92.1%，而且主要是建在乡村民宅；从投资主体来看，规模较大的分布式光伏项目多由第三方投资，以合同能源管理方式建设。全省采用该投资方式的项目共1.57万个，装机容量607.5万千瓦，项目数量较少但装机占比达到53.4%。从消纳方式来看，分布式发电主要采用“自发自用、余电上网”方式，提升光伏发电效益。全省采用该模式的项目共15.2万个，总容量868.1万千瓦，占总容量的76.3%。自用比例较高，2020年全省分布式光伏发电量87.4亿千瓦时，上网电量40.8亿千瓦时，自发自用电量比例53.3%。

（二）光伏发电发展规划情况

今年5月，浙江省发布《可再生能源发展“十四五”规划》，大力发展风电、光伏，实施“风光倍增计划”；6月，发布《浙江省整县(市、区)推进分布式光伏规模化开发试点工作方案》，要求全省山区26县全部参与试点并鼓励积极性高、日间负荷大的区县参与试点。“十四五”期间浙江省规划新增光伏装机1300万千瓦，其中分布式光伏实际装机规模将超过2000万千瓦。

二、浙江应对大规模分布式光伏发展的主要做法

(一）提升农村电网光伏承载力

1.统筹规划满足光伏接网需求

浙江公司统筹农村配网规划，全力支持分布式光伏接入，满足分布式光伏电量消纳。一是统筹推进乡村配网建设。结合地方政府光伏发展政策导向，充分排摸乡村屋顶、荒地、水域等资源，评估光伏发展潜力，结合政府“一村一品”、“一镇一品”规划，超前统筹布局乡村配网再提升建设，充分满足光伏接网消纳需求。二是推动配置适量储能装置。强化以电为中心，以能源互联网、综合能源技术为基础，以台区、行政村为基本单元，综合评估光伏发电的消纳能力。积极向地方政府建议，在保证安全的前提下，在推进分布式光伏规模化开发的同时，要求配置一定比例的储能装置，提高电力系统安全稳定及光伏电量消纳水平，支持乡村光伏资源的充分利用。三是优化配套工程计划管理。主动对接政府部门和项目业主，提前安排配套电网建设改造项目纳入年度计划，保障配套项目与光伏项目同步投运。优化管理建立绿色通道，光伏配套工程优先纳入年度综合计划和预算安排，对新增的光伏发电配套工程，按照随到随批的原则，提升电网配套工程建设效率。

2.推动乡村电气化提升就地消纳水平

浙江公司着力推动农业生产生活电气化，提升农村地区分布式光伏就地消纳能力。一是提高乡村电气化水平。全面拓展农业领域电气化市场，推动农业生产技术升级，实现“田间作业电气化、农副加工全电化”。借助农网升级改造，大力推广电排灌、电动农机具、农业养殖温控、电动喷淋、电孵化等电气化示范项目。二是大力推广高能效设备。紧抓“新时代美丽乡村建设”、“绿色校园创建”、“大湾区、大花园建设”等政策契机，推广校园电气化项目，乡村旅游电气化，试点在农村地区推广“电土灶”、电炊具、电采暖等高能效电器设备应用，实现分布式光伏发电就地消纳。三是试点典型乡村建设模式。试点优化农村能源供给消费结构，建设以村、镇为单位的乡村综合能源示范区。研究“近零能耗”住宅建设，为乡村能源绿色转型提供借鉴和示范。

3.数智化运营提升基层服务能力

开展数智化供电所建设，推动供电所管理和服务能力双提升，服务分布式光伏发展。一是制定《数智化供电所建设三年行动计划》。全面提升供电所管理、运营和服务能力，实现供电所业务管理向“业务工单化、工单数字化、数字绩效化”转变，将个人工作数量和质量落实到绩效分配。二是建设数智供电所管理平台。打造全业务指标数据集中展示、全景监控的供电所“智慧中枢”，并推广应用营配融合型移动作业终端，实现“一平台、一终端”，提升作业效率。三是推广供电所“互联网+”及电子渠道。结合“互联网+”充分发挥供电所线上渠道和线下资源属地优势，引导光伏业务从线下向线上转化，为分布式光伏并网提供更加便捷化、精准化的服务。

（二） 探索分布式电源友好接入示范

一是建设区域级分布式电源智能调控系统。在嘉兴地区率先建设了覆盖全域的“分布式电源智能调控系统”，实现了区域内所有中低压并网的分布式电源信息全接入；在宁波杭州湾新区建设了全国首个分布式电源集群调控技术试点工程，实现了区域367个分布式光伏发电单元的实时优化控制。二是建设源网荷储协调控制工程。嘉兴海宁尖山地区建设涵盖储能站、交直流混合微电网、电能质量监测与治理、协调控制系统的源网荷储协调运行示范工程，解决区域光伏发电、电动汽车和直流负荷密度较高的问题，为可再生能源高密度接入和高效利用探索一种适合推广的模式。三是分布式光伏“插座式”接入。杭州建德供电公司在电网规划阶段提前做好分布式光伏规模预测，制定“新能源插座”布局原则，合理布局新能源插座，提升了分布式光伏接入和管理效率的同时，保障了电网供电的安全性和灵活性。

（三）完善分布式光伏管理制度

一是推动出台了浙江省地方标准《家庭屋顶光伏电源接入电网技术规范》，在国内率先规范统一了家庭屋顶光伏的发电设备、并网方案、电能质量等方面的具体技术要求，积极服务浙江省分布式光伏发展建设，有效保障广大人民的生命财产安全和电网的安全稳定运行。二是滚动修编《国网浙江省电力有限公司分布式光伏发电项目并网服务管理实施细则》。及时梳理政府层面新出台政策、分布式光伏市场和技术进步情况以及并网接入管理业务需求，对《细则》原有条款、典型接入方案、业务办理告知书、收资表单、购售电合同等内容进行修改完善。三是编制培训教材及作业指导书。面向业务管理人员，编制包括光伏技术、管理、服务内容的《分布式光伏并网服务培训教材》；面向现场一线员工，编制《电网企业一线员工作业一本通—分布式光伏并网营销服务》，提升员工对现场实际业务的操作水平。

（四）创新分布式光伏服务模式

一是面向分布式光伏客户提供“一网通办”服务。依托国网总部统一部署的“光伏云网”，为客户提供前期政策查询、建站咨询、效益测算、方案推荐，建设期的设备采购、线上办电、电费补贴线上支付、发电效能在线评估等光伏“一站式”服务，切实提升分布式光伏并网效率和服务水平。二是创新推出分布式光伏云结算服务。打通业务和数据壁垒，供电公司按月向客户主动推送电费结算单，双方通过电子签章确认，实现电费结算业务实时化、无纸化、电子化运转，向客户提供结算“一次都不跑”的结算体验。三是探索分布式光伏批量新装服务。为满足大规模分布式光伏批量办理需求，通过建立集团户的方式，对结算、开票等业务提供批量合并服务，并深入探索批量并网服务等，进一步提升业务办理效率和服务体验。四是推动光伏项目备案信息互通。与省发改委积极沟通，推动发改投资项目在线审批平台与电力营销系统备案信息互通，将并网服务关口前移，以便提前积极应对光伏接入需求，安排配套电网工程与服务资源调配，避免了因项目备案事宜造成客户往返、重复收资。五是依托“网上国网”App研发上线“绿电碳效码”应用。利用区域分布式光伏项目发电大数据，通过区域平均发电小时数对比分析，对分布式光伏项目发电水平分级评价，及时提醒客户开展光伏运维工作。同时，推动建设统一的光伏运维服务平台，为光伏项目业主和光伏运维企业搭建沟通桥梁，提供专业咨询、交易撮合等服务。

由于浙江在发展农村清洁能源先行先试，电网企业与各级政府思想认识统一，沟通顺畅，措施有力，保证了各类新能源发电顺利接入农村电网，没有出现弃风、弃光现象。浙江农村电网建设每年持续投入较大，在建设适应农村各类新能源接入的农村电网方面相对超前，目前浙江分布式光伏发展对农村电网运行的不利影响总体上仍在可控范围，但是随着今后大规模分布式光伏和多种分布式清洁能源的不断持续接入，浙江的农村电网也必将进一步升级转型为适应“双碳目标”的新型农村电网。

建设适应“双碳目标”的新型农村电网

由于今后将有大量分布式光伏和多种新能源的接入，农村配电系统由原来的放射状无源网络变为具有大量分布式电源的有源网络，电网的物理特性将发生很大变化。传统意义上的农村电网必然无法适应大规模的间隙性分布式电源的广泛接入建设新型农村电网（新型农村电力系统）。

主要表现在：

一是农村电网消纳能力不足。浙江电网负荷基数较大，新能源在浙江电网的整体消纳情况较好，至今未出现弃风、弃光现象。然而，在局部以农村电网为主的地区，由于区域负荷特性与光伏、风电等电源出力特性不匹配，导致消纳存在困难，需要进行改造提升或新增变电容量。以浙江衢州为例，当前全社会最高负荷为342万千瓦，光伏装机165万千瓦，按计划所辖四县两区2021-2022年要新增分布式光伏60万千瓦、集中式光伏50万千瓦，不但存在白天局部区域光伏发电倒送电网，而且存在部分时段整个市域光伏发电难以消纳。

二是影响电网电能质量。随着接入容量的增加，电压偏差呈现先减小后增大的“U型”变化，极端情况下甚至会超过电压要求上限。以嘉兴海宁某台区为例，午间光伏出力向上级电网倒送，电力客户午间电压最高达256伏。同时，光伏并网逆变器不断增多，在光照强度急剧变化、输出功率过低等情况下，产生大量谐波。浙江嘉兴某变电站共接入73个分布式光伏发电项目，经现场监测，分布式光伏出力在30%时，电流总谐波畸变率高达14%，超过标准5%的限值规定。

三是影响配网自动化和继电保护动作。传统农村配电网一般不考虑双侧或多侧电源情况，保护配置3段电流保护，且大部分为无方向过流保护。大量分布式光伏接入后，系统故障时系统及光伏均向故障点提供短路电流，改变了流经保护的电流，可能导致继电保护装置误动、拒动等行为，同时，存在备自投、重合闸等保护不正确动作风险，将进一步扩大电网事故范围。

四是谐波的影响及危害。分布式光伏高比例接入时，由于逆变器等电力电子元件大规模接入电网，加上有些逆变器质量不佳，导致电网谐波污染并严重超标。电网谐波的危害是多方面的，会导致电网损耗增大、继电保护误动作、仪表测量不准确等问题，降低了供电可靠性和电能质量。

五是县级电网调峰难度加大。光伏等间隙性非调峰电源高比例接入县级农村电网，电网可调度的调峰资源突显不足，由于传统农村电网没有储能装备，会导致局部地区白天光伏发电高峰而实际负荷低谷时段调峰难度加大，节假日期间尤为突出。

针对上述问题，电网企业当前应该重视开展以下几项工作：

1．开展县配电网对分布式光伏接入能力调查和评估

一是开展县域分布式光伏屋顶资源可开发潜力调查工作，查清可利用的屋顶资源及可安装的容量；二是弄清现有中低压配电网和配电变压器的承接能力。经过综合分析、评价，结合配电网发展规划，对所在县近期和中远期可接纳光伏发电能力作出评估，指导各单位协助政府有序开展屋顶光伏建设。

2．开展分布式光伏大规模接入对配电网和负荷侧电压影响的研究

在光伏发电出力、接入位置、线路参数和负荷水平不同的情况下，现场实测单个和多个分布式光伏并网对配电网电压的影响，提出解决方案，解决配电网中高渗透率分布式光伏造成的电压越限问题，改善系统节点电压，实现分布式光伏就地自适应的电压控制。

3．开展不同容量光伏发电接入低压配电网的谐波测试

在大量分布式光伏并网的农村配电网，在不同容量下对负荷侧、配电变压器侧的谐波影响程度进行现场测试并出具分析报告，制定消除谐波的技术措施，以保证电网的安全运行和供电质量。

4．开展分布式光伏并网对农村电网继电保护影响的研究

大规模分布式光伏发电并网后，对配电网短路电流和保护定值将产生很大影响；反送电对保护配合方式将产生影响；重合闸的设定原则要做调整。应研究制定适应大规模分布式光伏接入配电网的继电保护设置原则和标准。

5．开展光伏发电量就地消纳和就近消纳的调查评估。对就地（电力客户侧）、就近（配电台区内）、转移（跨台区）消纳（电量）能力开展调查和评估。根据变电站负荷情况， 按照就地和就近消纳、尽可能减少向上一级电网倒送的原则，确定辖区新能源发展规划，可划分为高速发展、中度发展、限制发展等级别，从源头上引导新能源有序接入。

6．适应分布式光伏消纳的储能装置相关技术研究。在整县光伏建设区域，探索集中式和分布式相结合的储能配套方案，充分发挥储能对电网的多时空尺度支撑能力，有效解决山区县源荷发展不均衡、不对称的问题。推动出台“配额制”储能建设模式，解决在储能装置建设方面存在的“发电企业不愿投、电网公司不能投、社会资本不想投”困局。修订完善乡村电网规划编制导则和设计、建设标准，今后在乡村电网的建设中要考虑大量分布式光伏（包括其他新能源）的消纳和配备一定数量的储能装置（包括分布式抽蓄电站、有库容的山区小水电抽蓄改造和成熟技术的化学储能等），并作为乡村电网不可分割的组成部分。

四、 推动社会重视新型农村电网建设

广大的农村是可再生清洁能源发展和接入的主要地区。新型农村电网区别于传统农村电网最重要的就是应该有具有消纳大量的可再生分布式清洁电源的接入的能力，并确保农村电网安全和供电质量；新型农村电网的建立应该是因地、应时，采取不同的发展阶段和发展模式，要考虑各地不同的农村经济发展阶段和分布式光伏发电的特点，不可一刀切；新型农村电网建设需要科技创新引领，加快电网数字化转型和先进可靠、价格低廉的设备和产品的研发，更需要需要社会各界的支持。

1．开展新型农村电网规划研究，完善农村配电网标准

开展新型农村电网规划的研究，提出优化调整方案，在规划引领下实现分布式光伏有序建设和接入。当前要做好前期屋顶潜力调查工作。积极配合地方政府开展县域分布式光伏屋顶资源可开发潜力调查工作，提高测算结果的科学性和准确性；积极协助政府出台有关分布式光伏开发规模、投资和商业模式、等指导意见，全面梳理和完善分布式光伏发电的相关制度标准，规范分布式光伏项目的实施，防止一哄而起和运动式推进。

应发挥电网公司的技术、人才、管理优势，编制适应大规模屋顶分布式光伏接入的新型农村配电网的技术标准、管理规定，完善相关管控流程，引导源、网、荷、储协同发展。积极做好光伏并网服务工作。做好光伏并网配套工程建设，加强对农村配电网的升级改造，确保大量分布式光伏并网后的安全稳定运行。

2．大力培育农村用电市场、就地就近消纳光伏发电

推动分布式能源就地消纳，积极培育用电市场。通过农村电气化工程、电能替代工程等，进一步提高电能在农村终端能源的比重；着力推动农业生产生活电气化，努力提升农村地区分布式光伏就地消纳能力。全面拓展农业领域电气化市场，推动农业生产技术升级。借助农网升级改造，大力推广电排灌、电动农机具、农业养殖温控、电动喷淋、电孵化等农业生产电气化示范项目；推广乡村校园电气化，乡村旅游电气化等项目，试点在农村地区推广电炊具、电采暖、电炒茶、电烘干等高能效电器设备应用，不断提高乡村电气化水平，实现分布式光伏发电就地消纳。

3．促进政策和法规的建立，推进新型农村电网（电力系统）的发展

要推进制定政府的相关的政策法规，在合理的价格下引导投资方、消纳方和电网企业按市场化规则有序运作。制订投资人在光伏并网需承担的储能和消谐的责任原则，对配套的储能装置和消谐设备可以由投资人自建自管，也可以采取市场化认购，统一建设共享资源等办法。

大规模分布式光伏电站接入农村配电电网后形成的新型农村电网，不仅在技术和管理层面带来重大影响，而且也会对不同电压等级的农村电网的投资成本、网损和运行成本等产生显著影响。如何进行分类定价并在各市场成员之间进行公平分摊，需要开展深入研究，明确相应的政策，确保新型农村电网建设的资金来源。

加强领导，进一步提高认识建设新型农村电网重要性的认识。

整县屋顶分布式光伏发电和新型农村电网建设离不开党委、政府的领导和推动。要在当地党委政府和全社会提高建设新型农村电网对于消纳大规模分布式清洁能源，实现我国“碳达峰、碳中和”目标的重要性的认识，在政府部门层面建立新型农村电网建设的领导小组，制定阶段性建设规划与计划，定期检查总结建设情况，有力推动整县屋顶分布式光伏和新型农村电网建设。整县屋顶分布式光伏和新型农村电网建设涉及面广、投资金额多、工程规模大、持续时间长，各地供电公司应积极主动汇报，赢得政府和社会对此项工作的认可和支持，将包括农村分布式光伏在内的各类可再生新能源发电式和新型农村电网建设涉及的工作作为落实党中央制定的“双碳目标”和“建设美丽乡村、美丽中国”的重要工作，纳入对各级政府的综合考核，为建设营造良好的内外部环境。