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电网企业在常规调节手段无法满足系统调峰要求时，按“公开、公平、公正”原则组织分布式光伏调峰运行，保障电网安全。当分布式光伏向电网反送电影响电网安全时，调度机构有权采取包括限制功率在内等措施。
分布式光伏发电项目应按照保障电网安全、响应调度要求，主动承担电力系统调峰义务，承诺承担因发电运行利用率下降影响项目收益的风险。

附件：1—12月峰平谷时段关于调整工商业分时电价的说明近两年，随着分布式光伏快速发展，新型电力系统建设提速，我省电源结构、负荷特性等均发生了显著变化：一是午间光伏消纳存在困难。
为解决目前午间发、用电失衡问题，保障电网安全稳定运行，将午间10:00至14:00光伏集中出力的4个小时，由高峰时段调整为平段或低谷，引导用户调整生产负荷、在午间多用电，预计可降低弃光率1.61个百分点

争取上级扶持资金1570万元，加装分布式光伏采集终端3343台、分界开关4000台，避免了分布式光伏引起的人身、电网安全风险。
通过建设光伏、风力发电、储能设施和充电站(充电桩)，探索“源网荷储”一体化管理，打造分布式光伏消纳、系统调峰、交易结算等新模式，助推新型电力系统建设。

(三)光伏消纳空间有待提升。目前的电力系统不能充分利用和调动灵活性资源。客观来看，我国电力系统现有的灵活性资源不多，需对火电机组进行改造，增加灵活性资源供给。
当前，各地提出的光伏发电配备一定容量的储能并非最优的发展方案，相比之下，未来通过电力辅助服务市场统一解决电网安全稳定运行问题，效率更高，成本也更低。(五)光伏融资成本较高。

更进一步来说，电站配电网能力和电能质量差，高比例分布式光伏接入配电网，对电网安全运行、电能质量、消纳能力构成挑战。
全国新能源消纳监测预警中心发布2022年二季度全国新能源电力消纳评估分析显示，部分省份分布式光伏消纳承压，对电力系统的安全稳定运行带来较大挑战。

事实上，光伏消纳仅是大量分布式光伏接入电网有待解决的问题之一，在专家看来，传统的农村电网还将面临多重挑战。
按照配电网安全运行导则和经验，接入电网的分布式光伏超过30%，将会对配电网运行带来不利影响，比例越高，影响越大。如果不采取措施，配电网和分布式光伏电源将会存在不能安全可靠运行的风险。

优化分布式光伏消纳措施。在保证电网安全约束或民生供热条件下，常规调整手段无法满足新能源消纳或电网调节需求时，电力调度机构要优化分布式光伏消纳调峰措施(扶贫光伏除外)。
文件指出，落实分布式光伏场站涉网频率、电压、功率因数等国家、行业标准要求，防止电网故障、异常情况下光伏无序脱网，减少配网电压异常，保障电网安全稳定运行。　　

当前，阳光电源已完成光储、储充、光储充互补，支撑配电网，实现三保(保光伏消纳、保配电比例、保供电连续性)。
王雨伟介绍称，光储充系统方面，阳光电源发挥用户侧资源的调节作用，增强电网削峰填谷能力，保障电网安全经济运行，进一步促进清洁能源消纳，推动源网荷储友好协同互动。

以大量分布式光伏并网的农村配电网为例，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，以保证电网安全运行和供电质量。
开展适应分布式光伏消纳的储能研究。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。

光伏消纳问题较为突出的西北地区、华北地区弃光率分别降至4.9%和2%，同比分别降低0.3和0.5个百分点。五、生物质发电建设和运行情况。
持续跟踪监测电力供需形势，大力支持支撑性电源投产，压实保供责任，充分发挥大电网资源优化配置作用，灵活调剂省间余缺，保障电网安全稳定和电力供应，上半年，全国发电装机规模同比增长9.5%，其中，风电、太阳能发电装机规模分别同比增长

部分分布式发展比较快的区域已经暴露出一定的配电网安全风险，局部区域渗透率过高，电网运行风险增大。
目前，配电网规划无法掌握地区分布式电源的总体情况，缺少评估配电网消纳新能源的成熟方法与工具，造成分布式电源并网凌乱无序，给电网安全稳定运行造成了冲击。

特别当光伏、风电等不稳定电源比例过高、电网无法消纳时，电网安全平稳供电受到冲击，会出现类似西北光伏、风电集中区前些年频发的弃风弃光现象。
以未来高比例可再生能源并网的主动配电系统为研究对象，建立含高渗透率可再生能源配电系统的规划典型方法，实现分布式电源与可控负荷、储能的协调配置，提高光伏消纳水平。

2017年当地扶贫光伏电站接入电网后，出现光伏电能倒送现象并引起过电压问题，对电网安全和光伏消纳造成了一定影响。
为解决光伏消纳难题，提高末端电网供电质量，国网石家庄供电公司创新提出虚拟变电站的概念及建设思路：通过开关站+储能+边缘控制服务中心的技术手段，将营里乡5座扶贫光伏发电站接入虚拟变电站能量管理系统，充分运用分布式电源