中国储能网讯：“郡县治，天下安”，自古以来，县域治理就是国家治理的重要基础。我国拥有1800多个县和县级市，覆盖全国7亿多人口，以及90%的国土面积。国家高度重视县域发展，2022年5月6日，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于推进以县城为重要载体的城镇化建设的意见》，明确提出以县域为基本单元推进城乡融合发展，发挥县城连接城市、服务乡村的作用，增强对乡村的辐射带动能力，促进县城基础设施和公共服务向乡村延伸覆盖，强化县城与邻近城市发展的衔接配合。因此，县域成为城乡融合的重要战略支点。

今年中央一号文件亦着重指出，要着力壮大县域富民产业，并明确巩固提升农村电力保障水平，加强农村分布式可再生能源开发利用，鼓励有条件的地方建设公共充换电设施。县域拥有丰富的太阳能、风能、生物质等新能源资源，这不仅有利于培育新质生产力，还有助于富民产业发展。

“保供”和“保绿”的双重挑战

在落实“双碳”目标以及新型电力系统建设稳步推进的大背景下，县域新能源装机规模迅猛扩张。尤其是配电网中的分布式光伏发电并网，呈现出爆发式增长态势，部分县域源荷比超过1∶1，潮流往复成常态，县域电力系统面临“保供”和“保绿”双重挑战。

从“荷”侧来看，人口“双栖”流动下农村居民生活用电呈现“双峰”特征。由于城镇化偏好、就业机会多、子女教育等因素，当前农村人口呈现“返城不返乡”“离土、出村、不返乡”，以及县域内城乡“双栖”新迁移态势。根据国家统计局《2023年农民工监测调查报告》，2023年我国有农民工2.98亿人，其中外出农民工占比59.3%，省内流动占比61.8%，跨省流动占比38.2%。在此形势下，农村生活用电年负荷特性曲线呈现鲜明“双峰”特征，波峰分别出现在12至次年2月春节，以及7月至9月暑期。以安徽金寨县某村为例，村里常驻人口占比仅为20.2%，其中60岁以上老人占比74.5%，最大/最小负荷比为22∶1。

近年来，乡村特色产业快速发展催生季节性用电需求。各地乡村特色产业发展极为快速，尤其是农产品加工业、乡村休闲旅游业、线上生鲜农产品销售等。根据国家统计局的数据，2024年上半年，农林牧渔专业及辅助性活动（对农业、林业、畜牧业、渔业提供的各种专业及辅助性生产活动，包括种子种苗培育、农业机械、灌溉等），用电量同比增长12%。

2020年以来，田头预冷仓、种苗培育、牲畜育种等乡村新兴服务业年均用电量增速达17%。乡村特色产业催生了智慧电排灌、冷库、电制茶、全电景区等多元化用电需求，但是乡村特色产业、农业生产用电负荷呈现“单峰”特征。以安徽省新明乡某村为例，非茶季最大负荷仅为352千瓦，茶季最大负荷达2304千瓦。

从源侧来看，分布式新能源利用以分布式光伏爆发式增长为主，分散式风电、生物质资源综合利用等发展相对缓慢。

截至2024年12月底，国家电网公司经营区分布式新能源累计装机容量3.44亿千瓦，占新能源总装机容量的29.3%，其中分布式光伏3.29亿千瓦、分散式风电1400万千瓦、分布式生物质发电55万千瓦。受噪音和光影污染等影响，分散式风电发展需避开人口居住区，开发场景受到较大限制，从前期资源勘察、项目核准，到设备招标、项目建设，再到后期运维服务，与集中式风电项目基本一致，这抑制了企业投资的积极性。2024年4月1日，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部联合印发《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》，其中鼓励探索备案制，未来企业投资的积极性或将有所改善。生物质发电则由于退补贴及收集储运成本高等因素陷入困境，“十四五”新增装机较少，未来还需要通过梯级利用提升综合价值。

由于分布式光伏开发多以农村地区为主，当地负荷需求与分布式光伏规模化接入之间的矛盾突出，分布式光伏就地就近消纳压力大。

在空间布局上，以江苏南通市如东、启东两地为例，负荷仅占南通全市负荷的23%,却集中了全市67%以上的新能源装机。淮安市金湖县新能源总装机容量129.21万千瓦，历史最大出力86.16万千瓦，是当地用电负荷的3.6倍多。在时间上，2024年“五一”假期期间，连云港赣榆区、淮安市涟水县均已出现午间调度口径净负荷为负的情况，其中赣榆区8月底分布式渗透率为101.33%。2024年全年，国家电网公司经营区10（20、6）千伏配电变压器台区累计发生反向重过载配变2.5万台。

从“源、网、荷”来看，县域可调用资源匮乏，电网调节能力受限。在源侧，农村地区分布式光伏90%以低压接入，各地通过功能拓展等已实现分布式光伏的可观、可测，但低压分布式光伏仍难以实现群控、群调。在荷侧，当前县域分散资源难以参与需求响应并获得收益，电网可调节负荷资源不足。以江苏金湖为例，可调节资源规模仅占全社会最大负荷的1.1%。在储侧，电网侧储能受省级调控，保供为主、保绿为辅；用户侧储能基本用于峰谷套利，难以被系统调用。

为开展先进技术突破和体制机制创新，近年来，不少地区正在稳步推动分布式新能源开发利用模式向多能源集成转变，如新能源直供电、新能源微能网、源网荷储一体化、零碳园区、绿电园区等模式。河南省发改委印发《河南省农村地区源网荷储一体化项目实施细则（暂行）》，目前已建成投运3个，均为利用自身屋顶建设的分布式光伏，单个项目装机容量均小于6兆瓦。但是源网荷储一体化政策实施仍缺乏技术规则和配套细则的系统性支撑，部分一体化项目未公平承担系统成本，不缴或少缴系统备用费用，出现盲目立项、跑马圈地等发展失序问题，未公平承担经济、社会、安全责任等问题。

推动分布式能源开发与县域用能产业布局结合

推进县域能源电力高质量发展，需通过“规划引领—设施升级—协同提效—样板示范”全链条发力，为县域经济社会可持续发展注入强劲动力。

一是强化规划引领，构建“能产融合”新格局。加强分布式能源开发利用与县域产业规划协同，针对大城市周边县城、专业功能县城、农产品主产区县城和重点生态功能区县城等不同类型县域，统筹差异化功能定位、县域富民产业，结合分布式能源资源禀赋、能源基础设施等特性，制定县域产能融合发展规划。新建产业园区需同步提交能源协同方案，方案应详细规划园区内能源供应结构，包括分布式新能源的占比、各类能源设施的布局、能源设施与园区产业布局的协同关系等。

二是升级基础设施，打造智慧能源新基座。加快县域智能配电网现代化改造，推动县域配电网从传统辐射型向“花瓣型”“网格化”拓扑结构转型，新建及改造中低压线路，重点提升乡镇“N-1”供电可靠率至99.99%，实现分布式新能源、储能灵活接入。在新能源高渗透率区域，积极建设分布式储能电站，有效平衡能源供需。此外，大力推广 “充电桩 + 光伏车棚 + 储能” 的零碳充电模式，在县城区重点打造光储充检一体化超级充电站，满足城市高效、便捷的充电需求；在乡镇公共服务区合理配置智能快充桩，为乡镇居民和过往车辆提供快速充电服务；在行政村广泛布设共享慢充桩，逐步构建 “10 分钟充电圈”，全面提升县域充电基础设施的覆盖范围和服务水平。

三是深挖调节资源，打造县域新型电力系统。充分挖掘县域源、荷、储调节资源，深入研究各类调节资源配比方案，分层、分区、分群引导调节资源配置，推进县域各类调节资源高效协同、灵活互动，提升县域电网资源配置和调控能力，增强对大电网的主动支撑能力。结合电力保供与绿电消纳并重的双重目标，优化地县调度管理模式，探索实现县域内能源动态自治平衡模式，积极开展地县调度技术、管理模式创新及试点示范。聚焦 “主、配、微” 三个战场，加快主配微协同运行和区域自治平衡技术示范应用，开展电力电量协同平衡等探索实践。

四是推进试点示范，创建零碳发展新范式。秉持试点先行的理念，在农业产业园、县域工业园、乡镇中心等区域打造一批县域零碳试点。通过最大化利用本地新能源，统筹整合基础能源设施，实现绿电占比超过80%的目标。在农业产业园，全力打造 “分布式新能源 + 农业”融合样板，积极推进农光互补、牧光互补、农业废弃物综合利用等项目，实现农业与能源产业的协同发展；县域工业园着力打造智慧微电网，降低企业用电成本，提升能源利用效率；乡镇中心建设综合能源服务站，布局光储充一体化设施、生物质能集中供暖等，满足乡镇居民的多元能源需求。