统筹谋划 科学推动农村绿色能源转型

■ 中国电机工程学会农村电气化专业委员会 孔繁钢

国电南瑞配电公司 刘韶华*

国网浙江省电力有限公司经济技术研究院 李俊杰

中国电科院配电技术中心 王冠璎

国网北京市电力公司综合服务中心 陈士军 耿立宏

可再生能源的快速发展，为农村能源供给和乡村振兴发挥了积极作用。与此同时，新能源的持续快速发展逐渐超过电网承载能力，给农村电网也带来很大压力，部分地区新能源发展和电网接入及消纳能力之间的矛盾突出，一些农村出现弃风弃光与电力倒送造成的变压器过载现象，威胁电网稳定与安全。为了解各地在农村新型能源体系建设方面取得的经验及遇到的困难，助力农村绿色能源转型，2023年7月10—15日，中国电机工程学会农村电气化专业委员会组织专家，对辽宁省朝阳市和河北省承德围场县的分布式能源发展、农村储能装置安装情况、县域农村电气化发展现状和新型农村配电网建设情况进行了调研。

辽宁省朝阳市分布式能源发展建设情况

朝阳市地处辽、冀、蒙三省交界，全市下辖五县两区，总面积1.97万千米2，农村地区占95%，常驻人口279.8 万人。朝阳地区风光资源富足，处于“三北”风带，风光资源禀赋突出，风电年实际利用2430 小时，太阳能发电年实际利用1639 小时，是松辽清洁能源基地重要组成部分。2023年1—6月，朝阳市电源装机641.22 万千瓦，累计发电量79.23 亿千瓦·时，其中，新能源装机432.78 万千·瓦，累计发电量47.69 亿千瓦·时，占比 60.19%。

朝阳市分布式光伏发展较快，截至2023年6月末，并网容量达56.93万千瓦，并网规模全省第1，其中户用项目11490 项，并网容量33.19 万千瓦，占比58.3%；一般工商业项目2184 项，并网容量23.74 万千瓦，占比41.7%。

朝阳市分布式光伏无省级补贴，国补2022年取消。目前的分布式光伏发电上网电价为0.3749 元/千瓦·时，与火电燃煤机组上网电价持平。2022年，朝阳市分布式光伏累计上网电量3.02 亿千瓦·时，分布式光伏电费1.23亿元，平均0.4064 元/千瓦·时。

分布式光伏户用项目多采用租赁农户屋顶的方式，由厂商投资建设后向电网售电，农户主要赚取屋顶租赁费。以朝阳市下辖的北票市（县级市）为例，共建设光伏扶贫电站89座，其中地面电站38 座，屋顶和广场51 座，村民通过出租屋顶年收益1000 ～1500 元左右。一般工商业项目多采用联合经营的方式，由用户提供屋顶资源，厂商投资建设后向用户低价售电。以朝阳市博睿双语学校综合智慧能源项目为例，学校占地约13万米2，厂商投资建设屋顶光伏843.66千瓦，年发电量约120 万千瓦·时，采用自发自用，余电上网模式。自发自用比例约70%，厂商与学校按电网销售电价8 折进行结算，厂商投资回收期约7年，学校每年可节约电费约10万元。

河北省承德围场县分布式能源发展建设情况

承德围场县地处内蒙古高原和冀北山地的过渡带,独特的区位为其风电、光伏产业发展带来了明显的优势：（1）风光资源禀赋突出，属国家二类“很丰富带”地区，风电年实际利用2200 ～3000 小时，太阳能发电年实际利用1200 ～1500 小时；（2）地域辽阔，常驻人口较少，总面积为9037.37 千米2，总人口42.37 万（2020年末第七次人口普查常住人口），以农牧为主，地貌以高原台地、草原森林为主，覆盖率达到60.25%,具备优良的大型光伏和风电场站建设条件；（3）承德以“建设清洁能源强市”为方针，大力发展清洁能源产业，构建上下游产业集群，努力打造“绿电”能源码头和新能源示范城市。

基于以上原因，承德围场县独特的资源禀赋、配套的产业政策，新能源业务发展迅猛。围场县吸引华能、华润、国电等16 家央企、国企、民企进驻，清洁能源累计装机达到402.81万千瓦（其中风电总装机374.49 万千瓦、光伏发电总装机27.84 万千瓦、水电总装机容量0.48 千瓦），2022年清洁能源发电量93.63 亿千瓦·时。在建风光新能源共23 项、装机416万千瓦。

分布式电源建设方面，截至2022年底，围场全县分布式光伏装机11.19万千瓦，其中光伏扶贫电站4.88 万千瓦（共127 座）、屋顶分布式光伏6.31万千瓦。分布式渗透率20%，运营模式主要采用个人投资、公司投资、屋顶租赁、光伏组件租赁，发电单价0.372元/千瓦·时，2017年第一批18 户，容量为0.66 万千瓦，发电补贴单价为0.508 元/千瓦·时，2019年第二批为109 户，4.2 兆瓦，发电补贴单价为0.378元/千瓦·时，127 座扶贫电站年收益在6000 万元左右。光伏成本单价在2 ～4 元/瓦区间浮动，平均资产回收期为5 ～6年。

在农网建设、服务“三农”方面，2022年围场县供电分公司共投资5378.98 万元对农村电网进行改造升级，共改造10 千伏线路174.07 千米，变压器52 台，容量5400 千伏·安；配合政府开展乡村振兴和高标准农田建设，新增农村电排灌专用变压器86台，增加容量9400 千伏·安，新增农村自来水变压器13 台，增加容量1600 千伏· 安；实施煤改电和农村电气化建设，新增电采暖用户2318户，增加容量1.8 万千瓦，户用负荷容量2.8 千瓦；开展微电网试点示范，解决偏远山区农户用电难问题。

面临的主要问题

分布式光伏无序扩张，严重制约新能源健康发展

随着光伏建设成本下降，经济效益显著提升，多地对集中式光伏进行严格审批和要求配备储能，部分不满足审批要求的光伏运营商“化整为零”，通过租借场地、买卖手续等手段，规模化建设分布式户用光伏。同时，部分光伏运营商资质参差不齐，施工质量难以监督保障，存在危害农户安全，损害农户利益的风险。

分布式电源就近消纳困难，电网接入能力严重不足

朝阳市和围场县均是典型的大电源、中负荷系统，农村属于欠发达地区，负荷体量小、增速慢。一方面，户用分布式光伏项目单位建设容量多在10 ～50 千瓦不等，用户负荷仅2 ～5千瓦左右，负荷增速远不及分布式光伏增速；另一方面，农村地区用电高峰往往在夜间，光伏出力与负荷特性错位，导致配电网消纳能力严重不足，就地就近平衡已出现问题。

电能质量问题突出，威胁大电网安全稳定运行

一方面，欠发达地区用电负荷较小，季节性峰谷差大，大量分布式电源接入后，配电网由“无源”网变成了“有源”网，台区部分时段重过载现象普遍；另一方面，分布式光伏电源同时率相对较高（最高区域达到95%以上），且实现远方调控困难，每天日出后发电量急剧增长，遇有云层遮挡等情况发电量又急剧减少，潮流方向频繁改变，电压越限等电能质量问题突出，严重威胁大电网安全稳定运行。

信息化水平不高，专业运维问题日益突出

一是分布式新能源、可调节负荷等资源具有数量多、规模小、分布广等特点,因农村地区无线公网覆盖不足，线路走廊、分布式光伏电站、偏远台区普遍存在信号通信质量差等问题，农网二遥覆盖率低，尚未能实现接入设备的实时采集，广泛面临着“不可观、不可测、不可控”的困境，制约了农网系统智能化和信息化发展水平。二是农网供电面积普遍偏大，供电所人员不足，日常运维手段相对落后，分布式光伏和储能等设备需要专业运维人员，叠加农村地区自然环境复杂，须同时考虑保供、安全、防火等多方面约束，专业运维难度日益突出。三是由于分布式电源出力存在波动性和随机性，微网为满足供电可靠性的要求往往需要配备大量储能，导致微网存在建设和运维成本高,运维技术难度大等缺点，尤其是农村地区微网，为控制建设成本，减轻运维难度，往往未配备能量管理系统，智能化水平较低。

以围场县为例，10 千伏线路共有95 条，其中58 条线路安装有FTU 终端，线路二遥覆盖率仅61.05%。围场县建设的微网示范区没有针对储能装置的专业维护人员，且该地生态环境脆弱，防火压力大。

采取的措施和取得的主要经验

本次调研地区虽然在整体上呈现分布式能源接入和消纳之间的矛盾，但政府和电力企业仍积极主动应对，坚持国家绿色能源转型政策。朝阳供电公司、围场县供电分公司认真落实国家的决策部署，坚持系统化、全局化思维，将分布式光伏各项业务与电网安全、能源转型、行业发展统筹安排，最大限度地实现行业发展、有序接入和电网安全“三个同步保障”。

多方面争取地方政府政策支持

电网侧控制分布式光伏接入。2022年9月，河北省发改委出台《关于加强屋顶分布式光伏发电管理有关事项的通知》，首次对分布式光伏并网和运行做出明确要求。尤其提出“确保各级主变（配变）接入光伏容量不超过设备额定容量的80%”“县域电网可接入屋顶分布式光伏容量原则上按照不向220 千伏及以上电网返送功率为依据进行测算”，即“台区渗透率+可开放容量”两个接入规范，对分布式光伏实施有序接入。2022年辽宁省出台了光伏发电新政策，进一步规范了光伏接入发电准则，要求项目符合国家节能减排、产业结构调整升级需求，且单个项目装机容量不低于300 千瓦，限制光伏乱接并网现象；业主单位需保证项目长期运行，发电系统运行期不少于20年，并保证居民使用。规范政府光伏申请步骤，其申请流程包括能源主管及当地电网企业核准并按程序完成招标。

科学匹配绿色清洁源网荷储建设

在新能源发展方面，电力企业协调发展集中式项目和分布式项目，分布式项目电网配套改造难度大，集中式项目可快速实现清洁能源强市战略，结合现状问题，朝阳北票市积极推进集中式光伏项目，规划集中式光伏总装机容量超过8 万千瓦；科学推进分布式光伏，探索推进畜光互补产业融合发展，规划分布式光伏总装机容量达124.4 万千瓦。同时，大力推进集中式与分布式风电产业建设，集中式风电总装机容量95万千瓦；分布式风电总装机容量8 万千瓦，采用“自发自用、余电上网”模式，促进风电就近消纳利用。

在储能方面，朝阳供电公司积极对接政府、省公司和新能源企业，全力服务朝阳储能项目发展，正在开展10 千伏接网的微型共享储能接入可行性和技术性探索。龙王庙130 万千瓦抽水蓄能项目、燕山湖120 万千瓦抽水蓄能项目、中电朝阳50 万千瓦集中式储能电站示范项目及华能东北公司50 万千瓦储能项目也在积极推进立项研究。北票供电分公司与政府布局研发多项储能项目，分别计划推进50 万千瓦飞轮储能独立调频电站、全钒液流电池储能等6 大项目，总投资192.90 亿元。围场供电分公司结合地区实际情况，积极推进三类电化学储能方式，包括随集中式新能源配建储能、电网侧独立储能和电源侧独立储能；除电化学储能外，围场地区还规划100 万千瓦抽水蓄能电站l 座，项目预计2027年建成投运。

在负荷方面，朝阳地区逐步实施全产业多领域的绿电替代工作。结合地方特色产业，加快农业园区电排灌、电烘干、全电大棚等智能农具发展进程，实现农业电气化生产；集中式、蓄热式、光热补偿型电锅炉(热泵)等电采暖技术和新型厨房家电逐步普及，提高农村电气化生活质量；鼓励加快公共交通电气化，推行智能家用新能源电动汽车，加强充换电基础设施建设；打造“源、网、荷、储、销”全产业链的低碳产业园区，逐步推动工业生产电气化、自动化、数字化和智能化。

创新微网可靠供电模式

为了解决偏远山区供电问题，2011年，在围场御道口村，实施的分布式发电／储能及微电网接入控制试点工程是国内第一个对分布式清洁能源发电进行并网接入控制的项目，也是农网智能化建设领域内的国内首个微电网项目。

近年来，随着围场生态环境持续改善，绿化率逐年提高，如何保障偏远地区农户供电质量和森林草原防火问题矛盾日益突出，围场供电分公司创新采用偏远地区建设微电网为主，配网为冷备用的供电方案。

试点“配微协同+场网协同”模式，提高偏远地区供电可靠性。选择复兴地村作为项目试点，该村距离35千伏变电站约23.8 千米，处于10 千伏最末端，结合该村组负荷特性，采用屋顶光伏+储能自发自用，余电上网方式，为满足该村实现取暖用电需求，使用风场风机作为备用电源为该村组提供第二路可靠电源，并配备了容量为250 千瓦/564 千瓦·时的储能装置，达成整村全绿电运行。

选定张家湾村打造小型光储“离网+配网冷备用”的模式，项目所在地为偏远山区，仅有5 户用电居民，最大负荷约为15 千瓦，最大日用电量为57 千瓦·时，日常状态下，光伏可满足居民白天日常用电的同时，剩余电量为储能系统充电，满足用户晚间、阴雨天用电和光伏停发后用电需求，将穿越林场存在火灾隐患的供电分支线路转为冷备用。在极端恶劣天气或储能系统出现故障情况下，可将用户负荷切换到电网供电模式，待系统恢复正常运行后再转为离网模式，有效提升偏远地区供电可靠性的同时，减少了森林草原火灾隐患。

保障偏远地区智能化运维水平稳步提升

为提高农网设备通信质量，保障电网智能化运维，围场供电分公司联合产学研用，着力打造多方合作共赢的信息化通信示范，与中信科移动、东南大学联合争取资金，共同开发5G电力专网及应用。台区通讯主要依靠移动4G 和HPLC，新增变压器配备二遥TTU，依靠4G 网络进行通讯，部分无信号地区依靠2G 网络进行通讯，目前分公司已经在配网运维方面开展配网与光伏无人机巡检工作，配网无人机已有17 架，极大提高运检效率。

发展建议

持续规范行业管理，促进分布式新能源健康发展

一是规范项目备案管理，合理区分自然人户用光伏项目和非自然人建设光伏项目。企业不能以户用光伏的名义开展分布式电源项目，尤其要防范大量分布式光伏无序接入农村低压电网后的安全风险。企业开展分布式光伏项目时，宜以10 千伏光伏电站形式开展项目建设，同时严格控制新能源项目手续买卖行为。二是加强政企协调，建立光伏运营商评价机制和户用光伏项目准入机制，为开展户用光伏项目的居民提供资金和技术等方面帮助。三是正确指导村民了解光伏项目成本和收益，鼓励村民利用自有住宅按照一定比例自建户用光伏，推荐采用“自发自用，余电上网”模式，合理利用农村荒地、村委公共空闲土地或建筑屋顶，建设光伏扶贫电站，增加村集体和村民收益，切实落实光伏扶贫和乡村振兴等惠民政策。

加强源网规划建设衔接，支撑农村可再生能源有序开发

积极争取政府理解支持，以保障电网安全和可靠供电为前提，统筹做好新能源集中式电场和分布式电源与电网协同发展。分布式项目电网配套改造难度大，集中式项目安全可控，建议按“先集中、后分布”的原则，优先发展集中式项目。开展农村电网对分布式能源的承载力分析，建立地区配电网的分布式新能源接入能力分级地图，科学评估区域可开放容量，积极与政府沟通，有序引导分布式能源的开发，根据《分布式电源接入电网承载力评估导则》（DL/T 2041—2019），在绿色地区（接入能力富裕）有序开发分布式项目，在黄色地区（接入能力不足）有限开发分布式项目，在红色地区（接入能力饱和）暂停开发分布式项目，在电网承载力未得到有效改善前，不允许新增分布式光伏项目接入。统筹考虑农村能源发展时序和开发利用方式，协同规划稳步推进分布式能源开发，化解政府、电网企业、分布式电源企业、农户等多元主体利益诉求矛盾。

补强农村电网，统筹协调源荷发展

合理规划布局电源点，科学引导分布式电源向负荷集中地区部署，优先就地、就近消纳，减少能源输送距离和转化环节，提高农村能源资源综合利用效率。统筹考虑当地农村生产、生活用能特点、资源情况、居住方式等，积极推动乡村电能替代，如在北方地区推广煤改电采暖、全电厨房、温室大棚等，改变农村用能结构，提高农村生产生活电气化水平和可再生能源利用率。在深入挖掘消纳潜力基础上，适时推进农村电网建设改造升级，补强农村电网基础设施短板，提高户均配电容量，适应农网负荷增长需求;加强负荷联络通道建设，逐步解决边远地区农村电网与主网联系薄弱问题，因地制宜开展经济型、易维护的农村微电网应用，支持并/离网运行，要特别关注农村偏远地区微电网重要参数的可观可测，以及北方地区微电网储能电池在极寒气候下的运行维护问题，防止农村微电网建成后由于运行维护的问题缩短生命周期。提升分布式电源就地消纳和保供能力。加强频繁停电、低电压等突出问题的整治，保障夏季高温、春节等用电高峰时段农民群众的用电需求。

加强农村电网数字化能力建设，提升精益化运维水平

协同网络运营商，补齐农村电网通信基础设施短板，做好线路、台区、分布式能源、微电网等可观、可测、可调、可控；探索主-配-微（台）协同控制技术，优化台区（微网）自治、层级互济、区域平衡的能量管控机制；构建适应农网的精益运维管理体系，提升农网状态感知和故障智能化诊断能力，加强专业化运维培训，提高新设备的技术保障能力，应用无人机、移动终端等提高巡检效率，适应农村差异化运维要求。

探索分布式储能建设，适应大规模分布式电源接入下配网弹性调节需求

探索分布式储能，支撑配网接入海量分布式电源。在政策和商业模式方面，梳理政府、企业（电源、储能、电网）等多主体的关系和权责、配储原则、准入和监管机制，探索共享储能、虚拟电厂等运营模式，研究共享储能收益模式，鼓励分布式储能参与电力辅助服务、电力现货等市场化交易机制；在技术方面，开展分布式储能优化配置和安全接入关键技术研究，探索分布式储能支撑配网侧新能源高效消纳、无功自适应调节、负载动态均衡、电能质量主动治理、电网快速自愈等应用，提升配电网适应大规模分布式电源接入下配网弹性调节能力。