南方电网总调〔2025〕10号附件

南方电网分布式光伏运行管理提升

工作方案

一、工作背景

近年来我国分布式光伏大规模发展，集中式、分布式并举趋势明显，但同时也出现了分布式光伏整体发展缺乏规划、无序并网等开发建设乱象，并且在山东、河北等多个地区频繁发生配变反向过载、电网午间调峰困难等问题。

（一）国家政策要求

国家部委先后印发《关于提升新能源和新型并网主体涉网安全能力 服务新型电力系统高质量发展的通知》（国能发安全〔2024〕79号）、《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），对分布式光伏涉网安全及全面入市作出了新的要求；国家能源局修编印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号），从四个阶段对分布式光伏提出了新的要求。

前期开发阶段：要求电网企业配合能源主管部门开展接入电网承载力评估并制定提升措施，建立季度可开放容量发布和预警机制。

项目备案阶段：分类定义在原有户用和工商业两类基础上，进一步分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四类，并明确各类分布式光伏上网模式。

电网接入阶段：明确新建项目应实现“可观、可测、可调、可控”（以下简称“四可”）能力，并要求所有类型项目与电网企业签订《并网调度协议》。

运行管理阶段：要求推动存量分布式光伏实现“四可”能力。

（二）南方电网区域现状

南方电网区域分布式光伏发展起步较晚，但近年来装机快速攀升，自2022年起连续三年实现“翻番”增长，截止目前全网分布式光伏装机容量已超过5600万千瓦，相关问题也逐渐暴露。目前大部分分布式光伏未实现分钟级数据采集，电力电量预测准确率低，可参与调控的装机占比不足5%。可观、可测能力的不足，导致政府及电网难以精准开展电网承载力评估，同时也难以实时监视和预测分布式光伏对系统平衡及配网安全的影响；可调、可控能力的缺乏，导致系统在其他调节手段用尽后，电力电量平衡及安全稳定运行裕度不足。分布式光伏“四可”能力不足已成为制约新型电力系统运行管理水平提升的关键问题。

为承接落实国家关于分布式光伏运行有关要求，有效保障分布式光伏持续大规模并网形势下电网安全稳定运行和电力可靠供应，应对全网“亿千瓦”级分布式光伏带来的风险挑战，切实提升南方电网区域分布式光伏运行管理水平和“四可”能力，特制定本方案。

二、工作思路及目标

聚焦保障分布式光伏大规模接入后系统安全稳定运行的关键问题，围绕提升分布式光伏“四可”能力的核心抓手，以2027年底90%以上分布式光伏具备“四可”能力为目标，公司各部门统一认识，明确南网区域分布式光伏“四可”能力建设技术路线，协同发力有序推动各项工作开展。尽快建立健全分布式光伏并网管理制度和技术标准体系，规范并网验收管理，严格管住增量分布式光伏具备“四可”能力；依据资产界面，推动电网侧、用户侧同步开展设备升级改造，逐步改造存量分布式光伏完善“四可”能力。

三、分布式光伏“四可”技术方案

（一）中压（公共连接点10kV及以上）分布式光伏

中压分布式光伏按照《南方电网10kV分布式新能源直采技术方案》(总调自〔2023〕24号)技术要求，由用户侧加装网关设备（边缘网关）实现分布式光伏发电侧数据采集、数据处理、开关遥控、有功/无功功率遥调等功能。

图3-1 用户侧加装网关设备（边缘网关）实现直采直控技术方案

（二）低压（公共连接点380/220V）分布式光伏

1.“计量系统转发转令”基础技术方案

低压分布式光伏实现15分钟级“四可”，以“计量系统转发转令”为基础技术方案，覆盖全量低压分布式光伏，需要多部门协同配合，对执行层、中间层、主站层进行技术改造。执行层是智能电表等与分布式光伏直接相连的底层设备；中间层是收集执行层数据并转发信息的量测（台区）终端设备；主站层是电网侧调度中心、计量中心等主站端系统。具体如图3-2所示。

图3-2 低压分布式光伏“计量系统转发转令”技术方案改造层级示意图

（1）执行层

在智能电表与逆变器中间加装微型断路器及规约转换器。当有调控需求时，由主站层下发调控指令，经中间层量测（台区）终端设备转至智能电表，再由微型断路器的开断或规约转换器将调节指令转码至逆变器，实现对低压分布式光伏的刚性开断或柔性调节。

图3-3 低压分布式光伏执行层技术方案

（2）中间层

通信方式：智能电表至量测（台区）终端设备间通信采用宽带载波方式，为传送低压分布式光伏15分钟级功率、电流、电压数据提供通信条件，并确保智能电表传送至计量自动化系统的数据延迟不超过15分钟。

图3-4 低压分布式光伏中间层通信技术方案

终端设备：因部分地区的集中器版本过于老旧导致不能满足15分钟级数据处理能力的，应改造为智能量测终端（或智能台区终端），试点研究智能量测终端（或智能台区终端）反向过载自调控、台区自平衡等台区自治能力。

图3-5 低压分布式光伏中间层终端设备技术方案

（3）主站层

打通计量系统与调度端系统安全Ⅱ区接口，通过中调、地调主站系统向省级计量系统订阅数据的方式缩短数据传送延时。

可观、可测方面，智能量测终端（或智能台区终端）将低压分布式光伏采集数据上送给计量系统，由计量系统转发至调度端系统。计量系统传送至调度端系统的数据延迟不超过15分钟。

可调、可控方面，由调度机构确定控制策略及控制功率，调度系统与计量系统交互实现调控。

图3-6 低压分布式光伏主站层计量转发转令技术方案

2.市场化虚拟电厂聚合调节技术方案

同步研究分布式光伏主体通过聚合以虚拟电厂方式参与电力市场工作方案，制定分布式光伏聚合的技术标准和运行管理规范，明确其参与中长期市场、现货市场及需求侧响应等市场规则，以市场化手段激发分布式光伏“主动”聚合规模化参与系统调节。

图3-7 市场化虚拟电厂聚合调节技术方案

3.“调度直采直控”应急保底技术方案

针对容量较大或对配网运行影响较大的低压分布式光伏，在“计量系统转发转令”技术方案的基础上可采用“调度直采直控”作为应急保底技术方案：在低压分布式光伏场站出口的微型断路器加装4G边缘网关，与调度端边缘集群或配网OCS主站系统进行交互实现直采直控。具体如图3-7所示。

可观、可测方面：4G边缘网关直采逆变器的电压/电流/有功/无功等实时数据，数据采集分钟级实时刷新，并将相关数据直送给地调端系统。

可控、可调方面：4G边缘网关可直接开断微型断路器，或与逆变器通讯，实时调节出力。

图3-8 低压分布式光伏“调度直采直控”技术方案

四、工作计划

（一）管理提升计划

1.统一分布式光伏“四可”技术实施路线

（1）中压分布式光伏“四可”技术路线

中压分布式光伏应按照《南方电网10kV分布式新能源直采技术方案》（总调自〔2023〕24号）有关技术要求，通过用户侧加装边缘网关设备接入电网实现“直采直控”。[南网总调牵头，各省级电网公司负责]

（2）低压分布式光伏“四可”技术路线

各省级电网公司根据“计量转发转令”技术方案，结合本地区实际情况，进一步明确具体实现数据采集和功率调控所需设备选型、通信方式、交互架构等技术要求。[各省级电网公司负责，2025年5月底前完成]

各省级电网公司与国家能源派出机构及地方能源主管部门沟通，由国家能源派出机构及地方能源主管部门明确采用“调度直采直控”补充保底技术方案的低压分布式光伏装机容量范围、地区和比例。[各省级电网公司负责，2025年12月底前完成]

编制印发智能量测体系支撑低压分布式光伏“四可”能力建设工作指引，明确低压分布式光伏“四可”能力有关的计量自动化终端、智能电表、宽带载波、计量主站的改造要求。[市场部牵头、南网总调配合，2025年5月底前完成]制定光伏微型断路器、规约转换器的技术规范，明确采集和通信的要求。[南网总调牵头、市场部配合，2025年5月底前完成]

2.规范增量分布式光伏并网验收管理。修编《并网协议》、《购售电合同》、《并网调度协议》模板，明确不同电压等级不同类型分布式光伏参与系统调控义务，以及“四可”能力技术要求。[规划部、市场部、南网总调牵头，法规部、各省级电网公司配合，2025年5月底前完成]

分布式光伏并网调度协议签订使用公司发布的合同标准文本，根据《中国南方电网有限责任公司合同管理办法》规定，采用前置审查合同标准文本的方式进行审查。[法规部牵头，各省级电网公司负责，持续开展]

规范并网验收标准及流程，重点加强故障穿越、运行适应性、电能质量等涉网性能等型式试验确认，以及数据采集传输、功率控制、电压调节等功能实测试验，条件不满足要求的不得并网。[各省级电网公司负责，持续开展]

3.推动存量分布式光伏技术改造。各省级电网公司以2027年底90%以上存量分布式光伏（2025年1月1日前投产）可参与系统调控为目标：

（1）编制中压分布式光伏需改造项目清单，并制定中压存量分布式改造计划。[南网总调牵头，各省级电网公司负责，2025年5月底前完成]

（2）编制低压分布式光伏需改造项目清单，同步配套宽带载波、智能量测终端等升级改造，满足用户投资微型断路器和规约转换器接入量测体系的条件。[市场部、南网总调牵头，各省级电网公司负责，2025年5月底前完成]

4.加强电网侧智能化运行控制技术支撑。持续加强计量系统、调度系统建设，具备“亿千瓦”级分布式资源运行监视、数据分析及群调群控能力，并实现各平台间数据互联互通：

（1）分布式装机容量超过200MW的地区，地调应在两年内建设分布式光伏调度运行管理系统或基于边缘集群/配网OCS主站加装分布式光伏调度运行管理模块，实现中压分布式光伏场站端数据接入，直接向省级计量系统订阅低压分布式光伏台账及计量数据，并具备分布式光伏数据校验、线变户关系上送等功能；各中调、总调改造新能源调度运行管理系统，实现对分布式光伏数据汇总、监视、分析等功能。[南网总调牵头，各省级电网公司负责，持续开展]

（2）各省级电网公司按期开展计量系统3.0升级建设工作，2025年实现双轨运行、2026年实现单轨运行，实现计量数据的跨专业共享，通过订阅模式按照地市、区县、台区等空间维度，月电量、日电量、15分钟等时间维度，直接向调度机构发布低压分布式光伏数据，计量系统传送至调度端系统的数据延时不超过15分钟。[市场部牵头，各省级电网公司负责，广东2025年底前完成，其他省级电网公司2026年底前完成]

（3）各省级电网公司基于计量系统转令技术路线，开展调控指令下发时延测试，验证时效性满足系统调控要求。[各省级电网公司负责，2025年底前完成]

5.落实支撑保障，加速推动分布式光伏“四可”装备升级改造。基于公司研究确定的低压分布式光伏“四可”技术方案，各部门以2027年全网90%以上分布式光伏具备“四可”能力为目标，按地区按时间有序制定可落地的投资计划及工作计划。[规划部、市场部、输配电部、南网总调牵头，各省级电网公司负责，2027年底前持续开展]

6.推动分布式光伏纳入电源侧管理。推动各地区国家能源局派出机构将分布式光伏纳入“两个细则”管理，全部纳入涉网安全管理体系，明确对分布式光伏数据采集、传输及控制能力开展监视考核，增量不满足要求的禁止并网，存量需制定改造方案，逾期不满足要求的予以考核。推动各地区能源局派出机构出台政策，明确低压分布式光伏由用户根据产权分界点投资加装微型断路器和规约转换器。[南网总调、市场部牵头，各省级电网公司负责，2025年12月底前完成]

7.探索分布式光伏市场化交易。推动分布式光伏参与中长期、现货及辅助服务市场，鼓励分布式光伏以“虚拟电厂”等聚合形式参与各类电力市场。[南网总调、市场部牵头，各省级电网公司负责，持续开展]

8.以关键指标为抓手推动工作有效落地。研究制定分布式光伏“四可”能力建设及运行控制相关考核指标，明确中压分布式光伏调度端直采和直控率、宽带载波改造覆盖率、电表15分钟级功率采集完整率等指标计算方法，纳入公司考核指标体系，推动各单位落实方案要求。[南网总调、市场部、规划部、计财部负责，各省级电网公司配合，2025年12月底前完成]

9.定期开展分布式光伏调控能力测试。各省级电网公司制定具体实施细则及测试流程，根据改造进度对应具备调控能力的存量及增量中压、低压分布式光伏，每季度开展调控能力测试，及时发现、整改电网侧及用户侧各系统、硬件及通信通道存在的问题。[南网总调、市场部牵头，各省级电网公司负责，持续开展]

（二）技术提升计划

1.中压分布式光伏“四可”能力提升。增量场站以并网调度协议为抓手，推动用户侧加装边缘网关实现调度端直采和调控能力。存量场站由各省级电网公司制定改造计划，并报所属能源局派出机构，逾期未完成改造不具备“四可”能力的，通过两个细则考核等方式推动场站改造。[南网总调牵头，各省级电网公司负责，2027年12月底前完成]

（1）2025年12月，90%中压分布式光伏实现直采和刚性开断控制，25%中压分布式光伏实现柔性调节；

（2）2026年12月，100%中压分布式光伏实现直采和刚性开断控制，50%中压分布式光伏实现柔性调节；

（3）2027年12月，90%中压分布式光伏通过加装边缘网关实现直采及柔性调节控制。

2.低压分布式光伏“四可”能力提升

公司规划部、市场部、输配电部、南网总调等各部门明确统一分布式光伏“四可”能力建设技术要求，并建立健全管理制度和技术规范，严格管控增量场站并网验收，有序推动存量场站技术改造。各省级电网公司依据投资能力及基础条件制定工作计划，以“计量转发转令”为目标技术方案推广建设。分布式光伏问题突出的地市，针对大容量低压分布式光伏可附加采用“调度直采直控”应急保底技术方案（原则上以400kW为标准，各地区根据实际情况确定本地具体标准，分布式光伏渗透率较高且对调峰、设备过载等有较大影响地区应进一步提高要求）。

（1）执行层技术提升计划。明确增量低压分布式光伏安装规约转换器和微型断路器；推进存量低压分布式光伏加装微型断路器，各省级电网公司根据实际情况也可同步加装规约转换器。[南网总调、市场部牵头，各省级电网公司负责，2027年12月底前完成]

①2025年12月，低压分布式光伏通过安装微型断路器等方式实现调控功能，覆盖率达25%；

②2026年12月，低压分布式光伏实现调控功能覆盖率达50%；

③2027年12月，低压分布式光伏实现调控功能覆盖率达90%。

（2）中间层技术提升计划。推进计量通信宽带载波改造，推动不满足15分钟级数据处理能力的计量集中器改造为智能量测终端（或智能台区终端），试点研究智能量测终端（或智能台区终端）台区自治功能。[市场部、输配电部牵头，各省级电网公司负责，2027年12月底前完成]

①2025年12月，低压分布式光伏台区计量通信宽带载波改造覆盖率达90%；

②2026年12月，低压分布式光伏台区计量通信宽带载波改造覆盖率达100%；

③2027年12月，低压分布式光伏台区满足15分钟级数据处理能力的计量终端覆盖率达100%。

（3）主站层技术提升计划。各省级电网公司以“计量转发转令”为最终目标开展主站改造和终端改造工作：2025年6月，完成调度系统与计量系统交互技术方案；2025年12月，完成调度系统与计量系统接口建设，开展控制联调试点。针对省级或地市级主网调度下发的调控需求可能引起下级调度或配调设备过载问题，建设适应上下级调度协同控制的调控指令安全校核技术系统。[南网总调、市场部、输配电部牵头，各省级电网公司负责，2025年12月底前完成]

（4）优先示范推广计划。广东、广西按照本方案技术路线，优先打造实施县区级分布式光伏群调群控示范样板。2025年5月底前，制定广东、广西公司低压分布式光伏群调群控试点方案，建立县区级群调群控示范区，完成计量系统“转发转令”功能技术改造。12月底前，示范县区原则上实现区内80%以上低压分布式光伏具备15分钟级“四可”能力，并结合实际调控需求开展实证测试。综合实效性及安全性总结分析，明确推广应用的物资采购、系统改造、调控策略模式。[南网总调、市场部牵头，广东、广西电网公司负责]