2025年，中国风电光伏总装机历史性超过了火电，呈现西部“大基地”、东部“满天星”的发展格局，即土地辽阔、风光资源丰富的西部以集中式光伏为主，而靠近需求端的江苏、浙江、山东、安徽等东部省份则以发展分布式光伏为主。

在分布式光伏走进工厂厂房、乡村屋顶和城市社区的过程中，可观的收益加速了建设进度，使之成为能源绿色转型中增长最快的力量之一。

当项目建设逐渐饱和，能源消纳又成为摆在眼前的问题。如何才能在分布式光伏装机快速增长后，让电网接得住、调得动、消得好？近年来，我省着眼于源、网、荷、储协同发力，把市场化机制和数字化手段结合起来，逐步探索出一条破解分布式光伏并网消纳难题的新路径。

增长的烦恼

走进合肥市宇航电梯有限公司的厂区，连片的屋顶光伏板在阳光下熠熠生辉。今年3月下旬，该企业利用4万平方米闲置厂房屋顶建成并投运700千伏安光伏电站，实行“自发自用、余电上网”。“自从光伏并网后，我们每天发电量有2100千瓦时，占到了生产用电量的三分之一。”企业管理人员华文宝说。

像这样的场景，在我省越来越多地出现。截至2025年底，我省新能源总装机规模达到6700万千瓦，其中分布式光伏装机突破3970万千瓦，占新能源总装机比重近六成，接入用户超过73万户，呈现“海量、分散、高渗透”的新形势。

然而随着分布式光伏规模化接入，部分地区户均装机水平明显超出配电台区原有设计标准。特别是在阜阳、亳州、宿州等风光资源丰富的皖北地区，一方面是新能源装机快速增长，另一方面本地负荷增长跟不上新能源发电增长，电力消纳能力有限，同时还存在受投资和时间周期双重影响导致的配电网改造升级滞后、部分线路和变压器设计容量不足等现实难题。

因此，源荷时空分布不匹配带来的电压双向越限问题日益突出。“白天光伏大发时，若本地负荷较小，过多的电能向电网反向输送，会引发反向重过载和过电压问题。而到了夜间或用电高峰时段，光伏出力骤降，末端用户又会因供电半径长、线路阻抗大，容易出现电压偏低现象，影响空调、电热水器等大功率电器正常运行。”国网安徽电力配网部智慧信息处处长潘敏告诉记者。

今年初，寿县政企联手开展分布式光伏电压越限治理。国网寿县供电公司发现部分低压分布式光伏企业为增加上网电量，擅自提高逆变器出口电压限值，造成电能质量不达标，影响周边工商业和居民的正常用电。

为保障电网安全运行，国网安徽电力持续加快并网光伏“四可”能力建设，即可观、可测、可控、可调。目前，已实现了除帮扶分布式光伏、全自发自用分布式光伏外的10千伏分布式光伏项目“应控尽控”，10千伏以下的部分低压分布式光伏项目也已完成“四可”改造，形成了620万千瓦可控能力。

“但在实际调节中，如果缺少合理的补偿和分摊机制，就容易出现‘先具备可控能力的先被调、后具备能力的反而不被调’的现象，极端情况下甚至可能引发公平性争议。”潘敏认为，在“扩电网、压出力、保安全”的老办法之外，还应从机制和技术两端同步发力，推动源、网、荷、储协同互动，努力在保障电网安全稳定运行的同时，提升新能源消纳水平。

供给与需求的创新

“发电侧需求响应”机制，正是国网安徽电力的一项创新尝试。

“该机制的核心在于变‘谁先被调谁吃亏’为‘调节有补偿，责任共分担’。”国网安徽电力调度控制中心水电及新能源处副处长李智解释道，当电网需要时，优先调节其中具备“四可”能力的分布式光伏电站，并对其损失电量给予市场化补偿，全部补偿费用再由共同体按可用上网电量比例分摊。

2025年春节期间，国网安徽电力率先开展国内首次“发电侧需求响应”试运行，对小范围10千伏分布式光伏实施调节并完成补偿分摊。今年初，《安徽电网分布式光伏参与系统调节补偿方案（修订版）》印发实施后，国网安徽电力在春节期间，累计4天次组织16.6万户分布式光伏参与调节，调节电量1.04亿千瓦时，生成补偿费用3988.8万元，由全省除自然人、全量自发自用、帮扶外的分布式光伏公平承担。

需求侧的响应机制创新同样取得进展。今年春节，位于滁州来安的安徽立光电子材料股份有限公司通过调整生产计划响应电网填谷需求，累计填谷用电达2万千瓦时，不仅帮助电网消纳了富余光伏能源，还拿到了补贴、降低了自身成本。

结合电价政策，国网安徽电力引导大工业用户在午间深谷时段增加生产用电，春节期间最大填谷负荷达到209.12万千瓦，实现了企业降本与电网消纳的双赢。

虚拟电厂规模化聚合应用也调动了更多资源。目前，国网安徽电力整合海量小微资源，已聚合127万千瓦工商业可调资源，使其成为电网侧重要的“虚拟机组”。

同时，从工商业到居民侧，需求响应的边界也在不断拓展。2026年春节期间，国网安徽电力推出“皖美充电”主题活动，通过经济激励引导新能源车主在午间光伏大发时段充电，成功将46.39万户次私人充电行为有序组织起来，形成最大17.38万千瓦填谷负荷，消纳绿电431.71万千瓦时。

淮南市民李先生就是参与者之一。过去，他习惯在夜间给家用新能源汽车充电；这次，他把预约充电时间改到了中午，最终获得了120多元电费奖励。

除了全力引导供给侧、需求侧之间的平衡，我省也在用更加灵活的技术手段，为基层台区治理提供支撑。

在肥东县陈大户村，国网肥东县供电公司安装了一套移动式储能装置。这个装置就像一个“大号充电宝”，白天把富余电量“装进去”，夜里再“放出来”，既缓解了部分光伏电量难以消纳的问题，也为晚高峰时段提供了顶峰能力。

围绕台区重过载、末端低电压和分布式光伏消纳等典型场景，国网安徽电力已在全省安装了96台移动式储能装置，“哪里需要就到哪里”，为基层台区治理提供了更灵活、更精准的技术支撑。

在一系列机制创新和技术协同中，我省的分布式光伏能源消纳从过去主要依赖电网单向承接，逐步转向多方参与、系统协同、动态平衡的新模式。

长效机制仍待完善

“实践证明，分布式光伏消纳难题并非无解，关键在于能否把市场机制、数字平台和灵活资源统筹起来运用。但从更长周期看，要推动这些探索从试点走向常态、从局部走向规模化，仍需要政策层面进一步完善配套。”国网安徽电力发展策划部系统规划二处处长周远科认为。

以台区可移动储能为例，目前因成熟商业运营模式尚未建立，容量电价补偿政策尚未覆盖，整体经济性难以保障，社会资本投资动力总体不足，规模占比不足10%。

“从当前运行情况看，台区可移动储能在缓解分布式光伏消纳压力、治理季节性短时重过载、改善局部电压质量等方面，已经展现出较强的应用价值。但要真正实现规模化推广，还要进一步打通成本回收和收益补偿机制。”周远科建议，下一步，应结合不同应用场景，研究建立更加清晰、更加有针对性的成本疏导和收益补偿办法，让储能资源在促进分布式光伏消纳中发挥更大作用。

此外，负荷侧的调节潜力也还远没有充分释放出来。国网安徽电力营销部市场运营处处长赵骞表示，诸如居民空调、充换电设施、用户侧储能等都可成为负荷侧的调节资源，在不影响生产生活的前提下，通过对这些资源的调节，可平衡电网运行，但目前对这些优质小散资源电力参与需求响应、虚拟电厂的激励机制还需进一步完善。

“随着新型电力系统加快建设，未来要更好统筹市场化机制和数字化手段，持续完善虚拟电厂、车网互动等领域的政策设计，巩固居民‘节电响应’‘电车充绿电’等已有做法，推广‘容量备用+调用激励’的需求响应补贴模式，推动形成多类型、多时间尺度的可调负荷资源库，为新能源消纳提供更加坚实的支撑。”赵骞表示。

从“接得住”到“消得好”，这条路不会一蹴而就。但在有效市场和有为政府共同作用下，随着政策机制不断完善、数字手段持续升级、各类灵活资源加快聚合，分散在工厂屋顶、乡村院落和城市社区里的阳光，将更高效地转化为支撑高质量发展的绿色动能。

（本报记者 丰静 本报通讯员 李明）