正午阳光最烈，光伏发电量最多，可如果遇上节假日工厂停工，光伏带来的绿电反而成了调峰的难题，给电网安全稳定运行带来压力。

如何将分布式光伏从“看天吃饭”变为“随令而动”？深圳给出了答案。

近日，深圳宝安区“虚拟电厂小镇”二期光伏发电项目顺利完成“可观、可测、可调、可控”的“四可”全功能联调验收，正式并网，成为深圳市首个通过虚拟电厂聚合实现光伏“四可”能力的示范项目。这意味着深圳电网对分布式资源的调控能力迈入新阶段。

“四可”对光伏系统意味着什么？如何建立“四可”模式？带着这些问题，科技日报记者采访了多位专家。

传统光伏调控存在盲区

为什么实现“四可”这么重要？这要从光伏和电网的特性说起。

近年来，深圳分布式光伏呈现爆发式增长，装机容量已达147万千瓦。但光伏发电要“靠天吃饭”，往往是中午“出力”大、晚上就“熄火”。如果阳光格外灿烂的时候，调峰压力骤增，电网不稳定风险随之而来。

“以前最大的问题是‘看不见、调不动’。”业内人士坦言，大量分布式光伏虽然装了，但对于实际发电量如何、怎样实现发电效益最大化，电网侧难以精准掌握、有效调控。

这种“盲调”局面，既给电网安全稳定运行带来压力，也制约了新能源消纳能力的进一步提升。

要改变这一点，就要让光伏场站具备“四可”能力——可观、可测、可调、可控。简单说，就是不仅要知道光伏场站发了多少电，还要加强它与电网的互动能力，在必要时能让它“收一收劲儿”，让电网始终处于动态安全平衡的状态。

低成本搭建智能调度体系

给光伏场站做“四可”改造，过去只有一条路：加装自动化终端等专用硬件设备，一家一家上门施工、一台一台联调联试，成本高、周期长，企业不愿投、业主嫌麻烦，想规模化推广困难重重。

“本次并网的光伏场站，装机容量为1.7兆瓦。前期我们研发团队直接对接光伏设备厂家，设备出厂前已完成数字化技术通路的调试，光伏设备均可进行调度管理。”宝安区“虚拟电厂小镇”运营方深圳市和光智慧能源科技有限公司董事长黄子奇打了个比方，“就好比网约车平台，只要打通技术接口，所有车辆可实时响应，统一接受调配。”

这背后，是一套全新的技术升级路线——由中国南方电力调度控制中心提出的“调度主站控制系统—第三方聚合平台—光伏终端”路线。

遵循这一路线，深圳虚拟电厂调控管理云平台作为“调控大脑”，属地区供电局协同配合，由虚拟电厂运营商负责资源聚合、统一接入，采用光伏设备厂家已有的监控设备，光伏场站侧无需再大规模新增硬件投入，就能实现“四可”功能。当电网需要调峰时，虚拟电厂运营商接收云平台的调节需求并快速响应，实现对每一个接入的光伏场站的精准调控。

南方电网深圳供电局宝安沙井供电分局副经理田启东表示：“该项目接入电网的联调已顺利完成，验证了虚拟电厂聚合模式这条路完全走得通——客户不用大幅增加设备联调预算就能实现并网。”

“用户侧数字化改造后，相当于可与电网之间‘视频通话’，简捷、快速地沟通到位。”深圳虚拟电厂管理中心总经理程韧俐说。该项目投运后，还能通过平台参与现货交易、无功调配等场景，盘活光伏项目绿色低碳的资产属性，进一步提升项目综合收益，切实为用户创造价值。

形成可复制推广样板

分布式光伏实现“四可”功能，带来多方共赢。

对电网公司而言，依托虚拟电厂运营商实现对海量分布式光伏的实时调控，不用再一家一家对接、协调、测试，人力成本和业务流程复杂度大幅降低，有效减少新能源出力波动带来的电力安全风险。

对光伏业主来说，既低成本完成了合规并网，还“团购”拿到了参与电力市场交易的“入场券”——富余电力通过虚拟电厂平台参与现货交易，“阳光”真正变成可量化的收益。

对虚拟电厂运营商而言，随着接入资源的增长，规模效应将持续释放，边际成本逐步降低，盈利能力得到进一步强化。更重要的是，平台可对接入的光储充资源数据、工商业用户侧负荷开展智能化分析，为后续调控策略迭代优化提供数据支撑，促进光储充资源的优化调配，从而实现用户能效利用最大化。

据悉，截至今年7月底，我国光伏发电装机容量达到12.86亿千瓦，历史性超过煤电，成为装机规模最大的电源品类。然而，新能源发电的间歇性、随机性和波动性，给新型电力系统的稳定性带来巨大挑战，对系统的灵活调节能力提出了更高要求。

此次项目通过虚拟电厂实现分布式光伏“四可”全功能联调，为我国海量分布式光伏高效、经济、安全并网探索出了一个可复制、可推广的“深圳方案”，也为新型电力系统建设提供了有益借鉴。