随着分布式光伏进入规模化发展阶段，电网运行正面临前所未有的挑战。国网电科院（南瑞集团）杜红卫团队发布的《分布式光伏支撑电网运行思考与实践》报告，系统分析了当前电网面临的难题，并提出了创新性解决方案，为行业提供了重要参考。
截至2025年4月底，全国配网累计接入分布式光伏容量已达3.51亿千瓦，覆盖745.16万户用户。预计到2030年，这一数字将增至4.5亿千瓦。分布式光伏接入呈现"低压为主、工商业与户用并存"的特点，其中30千瓦以上并网容量占比达70.74%。配电网正从传统的"无源"向"有源"双向转变，这一转变给电网运行带来了多重挑战。
当前电网运行面临的核心挑战主要体现在四个方面：主网调控难度显著增加，净负荷"鸭型曲线"加剧了调峰矛盾，频率电压支撑不足易引发脱网事故；配网安全风险凸显，线路过载和功率倒送问题频发，传统保护与自愈机制受到冲击；用户侧存在孤岛运行风险，公变与用户混合并网模式不利于统一调控；"四可"基础支撑不足，低压光伏出力实时监视与功率预测能力欠缺，调度直控难度较大。
针对这些挑战，报告提出了"先集中后分布、先中压后低压、先工商后户用"的控制顺序，采用"直采直控+用采转发"双模式协同的解决方案。直采直控模式通过4G/5G切片技术建立主站与设备的直接控制通道，实现秒级实时调节与应急处置，主要适用于极端场景；用采转发模式则通过采集系统汇聚数据并转发指令，支持批量接入与分钟级优化调度，适用于日前调峰等场景。两种模式相互补充，覆盖了多时间尺度的业务需求。
在技术实现层面，团队构建了"主站-终端-设备"三级采集控制体系。中压光伏部署多合一装置，集成数据采集、功率控制等多功能；低压光伏配置低压接入单元，提供"一对一"简易型与"一对多"汇聚型接入方案，支持RS485、Lora、DL-IoT等多种组网方式。系统核心功能包括自动建模、实时监控、有功/无功控制及终端管理，实现了设备自注册、规约自适应与便利化运维，秒级采集与控制响应能力得到显著提升。
在典型应用场景方面，江苏、四川、陕西、山东等地已形成差异化解决方案。江苏省采用"调度决策-配电聚合-营销接入"模式，有效解决了电网调峰问题；四川省构建"主配协同预控+台区自治调节"机制，提升了断面控制能力；陕西省依托智能设备实现"四可"调节，解决了设备过载问题；山东省通过地调直采直控突破时效局限，优化了电网运行效率。这些实践案例为其他地区提供了可借鉴的经验。
报告还提出了"三步走"发展战略：短期（1-2年）重点构建"四可"能力，治理安全突出问题；中期（3-5年）推动光伏资源融入电网优化运行，探索市场化价值；长期（5-10年）融合AI与数字孪生技术，重构调度决策范式。未来，团队将继续攻关高并发通信、有功无功联合优化、虚拟电厂聚合等关键技术，全面释放分布式光伏支撑电网运行的价值。
