在分布式光伏高速增长了四年之后，今年10月，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，这是时隔10年之后，分布式光伏管理办法的再度更新。 从“十三五”补贴时代的疯狂开发到“十四五”双碳目标下各行业、资本的强势入驻，分布式光伏已经成长为我国能源转型不可或缺的中坚力量。从数据看，“十四五”的前四年新增装机达到263.6GW，是“十三五”此前历年之和的3.5倍。 2025年即将进入“十四五”收官之年，随着分布式光伏管理政策的变化，分布式光伏的开发模式、方向、趋势也将随之调整，同时为“十五五”行业的发展奠定基础。 市场开发趋势的变化 分布式光伏新版管理政策（征求意见稿）最重要的变化之一是工商业光伏上网模式的改变，即以6MW为分界线只能自发自用、余电上网或只能全部自用。 一方面，鉴于6MW以上项目必须全部自用的规定，那么对于行业来说，以往追求大屋顶、大项目、高收益的开发方向势必会进行调整。 此前投资方更愿意开发规模较大、以央国企以及上市企业为主的大型工商业，但随着上网要求的变化，很多没有关注到的小微企业、轻工业以及消纳好但规模小的企业将成为重点开发方向。 这意味着6MW以下的优质项目将会成为竞争的重点，“明年大家都挤在6MW以下的池子里，竞争肯定会增加，新模式也会越来越多，大家多考虑新模式，好模式比规模更重要”，有投资商强调到。 与此同时，随着分布式光伏的管理政策从规模管理转向电量管理，与地面电站类似的是，工商业光伏下一步的开发重点也将是负荷资源的争夺。 自用消纳比较高且稳定的资源将成为分布式光伏重点开拓的市场，投资区域的评估亦将趋于严格，电力供需、负荷增长、电源结构等，分布式光伏投资企业需要评估的投资边界会逐步细化，同时，投资企业会愈发看重资产价值的评估，而不是装机规模的增速。 大型屋顶光伏能否全额上网？ 大型屋顶光伏项目是否还能投资这一问题是新版管理政策（征求意见稿）出台之后，行业最为关注的重点之一。实际上，参照当前的征求意见稿内容，大型屋顶光伏无论是全额上网还是自发自用、余电上网的另一路径就是与普通地面电站一起参与竞配。 但与集中式光伏电站一同参与竞配，对于单体规模上并不占优势的大型屋顶光伏电站而言，存在一定劣势。例如从屋顶租金来看，以当下5~10元/㎡的屋顶租金而言，折合到地面租金计算，这意味着每亩达到3000~6000元，远超过当前集中式光伏电站的土地租金。 此外，在各省现有的具体竞配细则方面，企业资金实力、项目持有规模等评分细则一定程度上更有利于集中式项目投资商。因此，如何让参与的大型屋顶光伏项目能匹配较为公平的评分标准，这一路径能否走顺，实际上还要取决于各省详细的管理规则。 近期以来，福建、安徽、陕西以及河南等省份公示的年度光伏指标清单中，均出现了屋顶分布式光伏项目，规模从6~100MW级不等。 例如福建，其在优选文件中就鼓励的四大类别之一就是屋顶光伏，三峡、华电分别有150MW、75MW的屋顶光伏入选；陕西指标清单中，中石油、华电分别有38MW、20MW的分布式光伏项目获得指标。在河南发布的四批源网荷储项目中，入选的分布式光伏规模超1GW，河南这一模式实际上是对自发自用项目另一种形式的规定。 收益模型变化 在全新的发展周期下，重新评估分布式光伏资产价值将是未来的一个重要变化。目前，国内分布式光伏资产评估的寿命周期一般在20~25年，但在新的管理政策框架下，已经有投资商提出分布式资产周期拟缩短至15年以内的观点。 其核心就是面对分布式光伏入市、厂房业主资信、自用收电费以及政策变更等一系列风险，以利润为导向去降低开发投资成本进而保障缩短资金回收周期，进而更具备抵抗风险的能力。 光伏們了解到，某几家分布式光伏投资商曾参与投标一高耗能企业项目，最终中标单位以不超过0.3元/度的价格与业主达成了EMC合作，这家企业自用比例较高且项目规模超过10MW。但签约之后，该项目迟迟未动工，据悉主要的原因在于对于该高耗能企业后期持续运营能力的评估，或无法满足项目的基本回收年限要求。 国外也有数据表示，捷克某高校跟踪了85座分布式光伏电站15年的监测运营数据，彼时预期20~25年的工作寿命，实际运行年限平均只有12年。一方面是设备性能出现了明显降低，10年以后的发电性能以及故障率与预期相比明显增高，另一方面则是随着光伏成本的不断下降以及技术进步，投资新电站与维护老电站的经济产出比差异较大。 为了应对政策风险以及当前行业的竞争态势，今年以来不少企业开始推出创新的商业模式。当前，行业最主流的方式之一是“三年半送电站”，即厂房业主零成本、零贷款，3.5年合同期内业主享受固定的低价电价优惠；3.5年合同期后业主可免费获得电站，并享有电站的全部收益。 有投资商表示，“该模式其实就是更倾向于加快资金回笼周期，降低因投资周期较长可能会产生的政策或者市场风险。” 开发费用被压缩 实际上，缩短分布式光伏投资测算周期，意味着对降低费用的追求，而对应到初始投资中来看，当前产品设备的成本在持续下降，非技术成本的占比反而越来越高。 “十四五”以来，分布式光伏市场竞争加剧使得非技术成本逐年飙升，仅户用光伏而言，业务推广员的单块组件的“介绍费”曾一路高涨至400~500元/块，对应的给到农户的租金价格也从30~40元/块，上涨至60~70元/块。 但随着分布式光伏管理政策（征求意见稿）新要求的提出，市场发展预期下降，随着未来新版管理政策的落地，不确定因素增加，项目投资收益重新评估。可以预见的是，当前由于市场竞争导致的高昂屋顶租金与居间费的支出会被进一步压缩。 有开发商表示，“此前广东工商业路条方自发自用的费用在6~7毛/瓦，山东3~4毛/瓦。如果项目收益预期降低，居间费压缩至1~2毛/瓦相对合理些。”当分布式光伏投资收益无法兜住未来可能涉及的政策与市场风险时，降低总投资几乎会成为一致的选择，屋顶租金、居间费/资源费便将成为首先被压缩的支出。 在以上的大趋势下，客观来看，分布式投资市场也将迎来变化。一方面，随着政策变动愈发频繁，分布式光伏项目业主自投的比例将显著增加，甚至未来的是自持占比会越来越高，这得益于光伏度电成本的下降，业主自投项目收益属性凸显，但同时这也意味着分布式市场的集中度或将进一步分散。另一方面，传统的第三方投资企业，会进一步延展业务模式，除了投资之外，从开发、建设到运维，发展成全方位的分布式光伏服务商。 需要强调的是，分布式光伏市场尽管在政策变更下不确定性短期内有所增加，但从长期来看，集中式与分布式并举的原则不变，市场就具备稳定的增长空间，在上述变化之外，各省对分布式光伏更细致的管理要求同样也是未来的关注重点。 事实上，分布式光伏管理政策的每一次变化都意味着新的挑战与机遇，如何穿透政策的最终导向，率先跑通合理的商业模式以及投资测算模型对企业都意味着全新的发展前景。 在此背景下，11月21—22日，第八届分布式能源嘉年华研讨会将在浙江杭州举办，会议将邀请当前工商业、户用领域内TOP 5的开发投资企业、EPC，以及创新的设备产品供应商、第三方服务机构，围绕“迎新政、树新念”这一主题，就行业的新变化、新争议以及新周期，与行业共同探索发展的新模式，探索新的路径。
11月29日，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》在北京正式发布。 由国家能源局统筹、中国电力企业联合会联合多家单位共同编制的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）29日在京发布。《蓝皮书》显示，2023年，全国市场交易电量5.67万亿千瓦时，占全社会用电量比重为61.4%。市场规模自2016年至今增长近5倍。 《蓝皮书》提出，将分“三步走”推动统一电力市场建设：：第一步，到2025年初步建成，实现跨省跨区市场与省内市场有序衔接；第二步，到2029年全面建成，实现新能源在市场中的全面参与，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通。第三步，到2035年完善提升，支持新能源大规模接入，形成市场、价格和技术全面协调的市场机制。 这是首次明确全国统一电力市场发展“路线图”和“时间表”。 《蓝皮书》共提出了八条近中期重点任务，包括明确各层次电力市场的功能作用、构建功能完备、品种齐全的市场体系和构建功能完备、品种齐全的市场体系等方面。 一是构建多层次统一电力市场架构。明确省（区、市）电力市场、区域电力市场和跨省跨区电力市场的功能作用。引导各层次电力市场协同运行，建立不同层次市场的有序衔接机制。有序推进跨省跨区市场间开放合作，扩大跨省跨区交易经营主体范围。 二是构建功能完备、品种齐全的市场体系。深化中长期市场连续运营，推动现货市场建设，优化辅助服务市场。推进电力容量保障机制建设，如深化容量电价机制，研究容量市场。探索建设输电权、电力期货市场，为市场提供更多风险管理工具。 三是构建适应绿色低碳转型的市场机制。推动新能源市场化交易，优化新能源市场机制，推动清洁能源市场化消纳。完善大型风光基地电力交易机制，探索多类型主体联合参与市场的方式。扩大绿电交易规模，完善绿证核发和交易机制，提升绿证流动性。 四是构建系统安全充裕、灵活互动的市场机制。激励灵活调节电源，如常规机组、新型储能、抽水蓄能电站等，发挥其调节能力。构建用户侧资源互动响应机制，提高需求响应规模，推动用户侧资源参与市场。 五是构建统一开放、公平有序的市场运营机制。规范统一电力市场基本规则和技术标准，提高电力市场交易组织和调度运行效率。加强电力市场交易结算管理，构建统一规范的电力市场信息披露体系，提升市场透明度。 六是构建批发与零售市场顺畅协调的衔接机制。优化售电公司在批发市场与零售市场间的价格传导机制，丰富零售交易品种。提升零售市场服务能力，简化业务流程，提供“一站式”服务。 七是构建统筹衔接的政策、管理和市场体系。做好电力市场与电力发展的统筹衔接，建立电力市场对电力规划的反馈机制。做好电力市场与安全保供的统筹衔接，强化电力市场对电力保供的支持作用。 八是构建科学高效的市场监管体系。提升监管效能，完善监管方式，如数字化监管，健全监管制度。加快电力市场信用体系建设，建立信用监管机制，强化信用评价工作的公信力。建立健全电力市场评价体系，完善评价机制，建立评价反馈机制。 随着全国统一电力市场的加速建设和完善，光伏新能源行业即将迎来新的发展机遇。这一里程碑式的进展，不仅为相关企业提供更加广阔的市场空间，也将为整个行业的技术创新和绿色转型注入了新的动力。
最近颁布的《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》，为虚拟电厂参与市场，尤其是现货市场指明了方向。 值得解读的点很多，比如虚拟电厂的分类、定位、可交易的产品，注册门槛等等。 看这个方案的底层逻辑，我觉得代表的是电力行业管理部门对虚拟电厂的一种主流看法。 既然是是主流，自然有非主流，而主流和非主流之间，存在某种反差。 这种反差，有点类似当年Uber进入中国以后，与交通运管部门的出租车管理之间形成的反差。 Uber和早期的滴滴，司机不需要考证，也不需要专职，只要有车有时间，就能接单了。 于是与出租车公司有了巨大的利益冲突，运管部门制定了网约车的运营管理规定，比如对网约车的轴距，车辆要求，司机必须考试、注册等，最后的结果就是大部分网约车司机事实上挂靠到某个二级平台，购买或者租赁符合要求的车辆，然后才能接单。 最早的Uber模式目前只能在“顺风车”这个品类里才能隐约见到。 马斯克之前的演讲里，对于无人驾驶FSD有这么一个愿景：当你买了一辆特斯拉，配上高阶的FSD，它会接送你上下班，你不需要关心停车和充电，它会自己解决，甚至自己会在闲暇时段出去跑Uber。 到这个地步，买一辆特斯拉，和租赁、甚至打一辆特斯拉，已经没有区别了，我认为特斯拉的终极目标是： 一家基于AI调度的海量运力服务公司。 前提是特斯拉跑Uber这种“打零工”模式，是合法的，而不是必须按照出租车公司的要求，去做一辆“没有司机”的出租车。 当然特斯拉的妥协点在于，他知道传统出租车公司的利益的强大，所以也做了另一款RoboTaxi，是符合现行法规的出租车，只是司机是Robot。 所以，无人驾驶出租车就有了两种可能性： 一种是基于FSD+AI调度的海量运力“顺风车”模式； 另一种是机器人驾驶的黄色出租车。 就像特斯拉的另一目标是一家基于AI的海量终端的能源服务公司，AutoBidder是AI的大脑，特斯拉的充电桩、PowerWall、光伏逆变器是他的终端。 于是我们看到，虚拟电厂其实也有两种可能性。 可能性一，按照集中式电厂管理和交易的VPP 一种是类似RoboTaxi一样，符合法规的，由出租车公司购买的无人驾驶出租车。在所有的虚拟电厂参与市场化交易，或者需求响应补贴的文件里，我们都看到类似的定位。 规则是由监管部门制定的，去平衡主流公司和新创技术利益的，尽量把新技术按照现有主流游戏规则靠的，虚拟的电厂，或者机器人驾驶的出租车。 甚至Virtual Power Plant这个词本身就和Robot Taxi一样，本身就是带有传统含义的概念。 背后的本质，其实是存量利益和技术创新带来的新可能性之间的博弈。 就像当年开海运，废漕运所带来的社会冲击一样： 百万漕工衣食所系，断不可废也。 而清朝末年废漕运开海运的结果之一就是：原来依托于“运河经济”的一大批市镇就进入衰落期，最典型就是扬州、宿迁。而另一批“海运经济”的城市就逐渐兴起，比如上海、大连。 如果虚拟电厂在某种无限想象的前提下，真的能做到“荷随源动”，新能源超高消纳，甚至在部分场景下主要是是“电从身边来”，那传统的电力系统，无论是电网、还是集中式电源，就面临巨大的冲击。 可能性二，海量生产和消费者基于AI匹配的能源互联网应用 也是新型电力系统的某种深层次颠覆性，就像从“运河经济”，转型为“海运经济”。 如果特斯拉可以把每辆安装了高阶FSD的特斯拉的每个座位，通过AI聚合，并且实现和城市运力需求的精准匹配，特斯拉就是世界上最厉害的虚拟出租车公司，而且交易的颗粒度是每个座位每次。 如果真正意义的另一种虚拟电厂，可以把每个负荷的每一度电，与光储、储能每发的一度电实现精准匹配，我们会发现，真正意义上的能源互联网，它的生产者和消费者都不是人， 而是逆变器和负荷设备。 消费互联网之所以有巨大的想象空间，是因为消费者的数量，中国以十三亿消费者的移动互联网化，诞生了许多领域的巨头，并且不断在诞生，比如拼多多VS天猫。 新型电力系统与能源互联网未来的想象空间，不是VPP这个概念，而是基于海量机器的能源生产者和能源消费者，他们是能源互联网的细胞，AI则是能源互联网的大脑，Web3的Token是他们交易的信任物。 这是虚拟电厂的另一种可能，一个新的，基于AI和Web3的能源经济体系。
虚拟电厂的出现，是因为新能源的高占比，以及风光发电的间歇性、波动性导致电力系统的动态平衡能力不够。 从过去的“源随荷动”，变成“荷随源动”，最终是“源网荷储充互动”。 电网公司建设的负荷型虚拟电厂 作为负责电力系统安全稳定运行的电网公司，高度重视负荷侧管理，尤其是负荷资源的有效管理。 国内最早、最大的虚拟电厂是省级电网公司建设的空调负荷聚合为主的虚拟电厂管理平台。 但电网企业在实际的负荷聚合型的虚拟电厂运营过程中，发现一些困难： 1、建设投入较大，面向商业建筑的空调负荷资源接入，单个建筑一般需要数万元； 2、客户参与度不高，客户认知度也不高，协调起来较为困难； 3、23、24年因为宏观电力供需矛盾相对缓和，导致参与次数有限，客户和聚合商的积极性不高； 4、以电网公司省级营销部门为主导的空调负荷虚拟电厂平台建设，与以省级调度部门为主导的电能量市场和辅助服务市场之间，存在一定的“部门墙”。 发电企业偏好的储能型虚拟电厂 大型发电企业和民营新能源公司，更倾向于建设储能资源聚合的虚拟电厂，这是因为传统上发电侧业务的“基建驱动”模式，一方面储能更能满足他们对固定资产投资的偏好，另一方面也紧跟“光储一体化”的行业亮点。 但是以储能资源为基础的虚拟电厂，同样存在一些问题： 1、源侧的大型共享储能电站，更多的是以“火储联合”、“光储一体”的形式，以独立电站的形态参与市场，不是虚拟电厂。 2、输电网侧的大型共享储能电站，并网电压等级在220kV及以上，更多的也是作为独立电站参与辅助服务，数量较少，目前虚拟电厂只是给了一个参与的身份，并未达到广泛的资源聚合并参与互动的目的。 3、配网侧的中小型共享储能电站，包括台区配储，受制于参与门槛、参与政策、市场身份，真正作为聚合商参与省级电力市场的机会很少，更多的是作为电网内部的试点项目，由电网企业买单。这是因为配网资源的并网、调度，并非省级电力调度主导，而是在电网公司配网部，又涉及到配网、营销、调度三大部门之间的协调问题。 4、负荷侧的工商业储能，目前主要的盈利模式是“固定时段+峰谷套利”，运营模式简单清晰，作为储能投资商，并不愿意再增加市场端灵活套利这种既影响固定套利曲线，又额外增加投入和不确定的模式，除非是非常明确的有较高的边际收益项目，而23、24年的需求响应并不满足这一诉求。所以真正工商业储能聚合的虚拟电厂也并不多，更多的是示范项目的包装。 和成熟的北美、欧洲电力市场中，大量中小型的，以工商业和户用储能资源为基础的虚拟电厂运营商，在小尺度电力产品（比如配网级的调峰、调频服务）中游刃有余的进行套利相比，国内的储能型虚拟电厂需要走的路还很长。 虚拟电厂的中国路径 个人认为虚拟电厂面临的困难和要解决的矛盾，与北美和欧洲并不完全一样，需要探索虚拟电厂的中国路径，这是因为： 1、不成熟的电力市场，且未来5年不可能快速成熟； 2、较高的资产投资偏好，叠加产能过剩，导致新能源指数级增加； 3、输配一体化，但又存在分级管理； 4、较为强势的电网公司，内部存在较高的“部门墙”，还存在“省地关系”，虚拟电厂需要多部门、多层级协调； 5、地方政府对虚拟电厂的定位和参与路径； 以负荷为主，兼顾光储一体化的虚拟电厂 在这其中，如何解决源荷匹配，充分挖掘负荷资源是核心。 负荷资源是虚拟电厂对电力系统平衡的最重要资源，也是机会较大的虚拟电厂可开发资源，原因如下： 1、电力系统可靠运行的本质就是源-荷的实时平衡，不是源-储-荷，储对电力网络模型来说，只是某些时段的电源+某些时段的负荷。 2、只有足够多的灵活性负荷资源，才能响应指数级增长的波动性电源，这两者必须是一个数量级的，储能受制于成本和经济性，量级达不到。 3、负荷侧的部分灵活性负荷资源的开发成本，可以比储能低一个数量级，前提是不能“为开发负荷而开发负荷”，需要先以“综合能源服务”切入。 4、目前灵活性负荷资源的开发远远落后于新能源开发，电网公司受制于体制机制，发电企业受制于资产驱动的KPI行为模式，其他的市场主体，如售电公司、分布式光伏储能企业，并未把负荷资源作为战略目标进行获取。 但是负荷资源的开发难度也较高： 1、负荷资源开发，目前的回报很低，仅靠分时电价（目前主要参考电网代理的市场化购电价格，以及发改委政策性指定的电价时段），无法支撑把灵活性负荷作为首要的，甚至是单一目标进行开发并获得足够的收益，这与分布式光储的开发截然不同。 2、负荷资源的开发模式、开发渠道，并不等同于传统的分布式光储开发，开发复杂度远高于光储。 3、电力用户对负荷的管理意识较低，同时零售端电价的市场化程度较低，未能实现“批零挂钩”，适时的传导现货端价格信号，引导用户负荷的行为，现有的需求响应补贴模式无法给到足够的刺激。 4、负荷资源的运营是最大的困难，与分布式光储“一次开发，长期收益”的模式不同，负荷资源开发聚合以后，需要深度参与，甚至掌控负荷资源的灵活性，本质上是负荷侧调度权从用户生产部门（或者能源动力部门），转移到虚拟电厂运营商，未来甚至形成负荷侧综合资源的调度运营能力。需要在运营机制、市场定位、法律定位、金融政策、市场交易政策等多个方面进行考量，不是简单的“跑客户、拉负荷清单”就能解决的。 所以，从这个角度，负荷资源非常重要，也存在开发的可能，但目前市场端、政策端、和商业落地层面，都缺乏清晰的模式。 以电力市场的逐步成熟为基础，通过综合能源服务（真正意义上的服务）为抓手，逐步形成专业的能源管理公司，并且实现负荷管理的第三方化，才能真正解决负荷资源的开发问题，并且形成负荷为主、光储充协调、微电网运营、智能动态调度的负荷侧运营模式。
国家能源局在答复十四届全国人大第二次会议第4179号提出的开展县级新型电力系统试点促进新能源与乡村振兴融合发展的建议时指出：近年来，分布式新能源快速发展，已成为能源转型的重要力量。“隔墙售电”、源网荷储一体化等模式正在各地进行探索。下一步，国家发展改革委将适应“隔墙售电”、源网荷储一体化等新模式发展，会同有关方面研究完善促进新能源就近消纳的相关价格机制，加快推进电力现货、辅助服务等市场体系建设，促进新能源高质量发展，助力新型电力系统建设。 答复摘要您提出的关于开展县级新型电力系统试点促进新能源与乡村振兴融合发展的建议收悉。经研究并商国家发展改革委、农业农村部、国家电网，现答复如下： 能源产业是乡村振兴的重要支撑。广大农村地区风能、太阳能、生物质能等可再生能源资源丰富，是落实碳达峰碳中和目标、大力发展新能源的重要增长极。加快农村清洁能源发展，推动农村能源绿色低碳转型，对保障农村地区能源供应安全、推动用能方式转型、助力实现碳达峰碳中和目标任务、全面推进乡村振兴具有重要意义。 关于在电源侧持续推进农村新能源开发创新。近年来，国家持续强化政策支持引导，立足农村地区可再生能源资源条件，充分发挥可再生能源分布式创新发展优势。一是大力推进农村分布式光伏开发利用，完善农村地区分布式光伏布局，统筹农村具备条件的屋顶或统筹安排村集体集中场地开展分布式光伏建设，积极推进“光伏+”综合利用方式。二是2024年3月，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》（发改能源〔2024〕378号），明确充分利用农村零散非耕地，鼓励支持在有条件的农村地区以村为单位，按照“村企合作”模式，因地制宜推动风电就地就近开发利用，促进农村能源绿色低碳转型，助力乡村振兴。三是2023年3月以来，国家能源局会同生态环境部、农业农村部等联合组织开展农村能源革命试点县建设，并公布了首批15个试点县名单，鼓励试点县创新新能源投资建设模式和土地利用机制，结合实际情况依法利用存量集体土地通过作价入股、收益共享等机制，参与新能源项目融合共建，推动金融机构为试点县建设提供信贷支持，以可再生能源产业经济带动农民增收，助力乡村振兴。 关于加强农村地区电网建设。国家能源局持续促进农村电网发展，不断推动农村地区用能保障、清洁替代水平迈上新台阶。一是2023年7月，国家能源局会同国家发展改革委、国家乡村振兴局联合印发《关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见》（发改能源规〔2023〕920号），提出加大配电自动化建设力度，有条件地区稳步推动农村电网数字化、智能化转型发展；加强农村电网发展规划与农村分布式可再生能源发展的衔接，提升农村电网分布式可再生能源承载能力；组织电网企业积极做好农村分布式可再生能源发电并网服务，加大投资力度，做好农村电力普遍服务保障和转型升级等工作。二是将包括农村电网投资在内的电网企业输配电投资经成本监审后全部纳入输配电价，为持续推动农村电网薄弱地区电网建设改造提供了有力保障。 关于引导需求侧响应，建立源荷互动机制。2023年，国家发展改革委修订印发《电力需求侧管理办法(2023年版）》，积极拓宽需求响应主体范围，明确各类经营性电力用户均可参与需求响应，鼓励推广新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等主体参与需求响应，支持各类电力需求侧管理服务机构整合优化可调节负荷、分布式电源、新型储能等需求侧资源，以负荷聚合商或虚拟电厂等形式参与需求响应，创新用电服务模式，培育用电服务新业态。组织电网企业不断提升技术服务能力，深化负荷管理系统建设应用，进一步完善用户侧需求响应资源日常服务、能力校核、效果评估等功能，为需求侧资源参与需求响应、辅助服务等各类市场提供技术支撑。下一步，国家发展改革委将指导各地和主要电网企业抓好文件落实，鼓励支持各有关方面积极探索和实践，推进需求侧资源参与电能量和辅助服务市场常态化运行。 关于改革输配电价机制，促进就近消纳。近年来，分布式新能源快速发展，已成为能源转型的重要力量。“隔墙售电”、源网荷储一体化等模式正在各地进行探索。下一步，国家发展改革委将适应“隔墙售电”、源网荷储一体化等新模式发展，会同有关方面研究完善促进新能源就近消纳的相关价格机制，加快推进电力现货、辅助服务等市场体系建设，促进新能源高质量发展，助力新型电力系统建设。
“虚拟电厂是能源领域的‘滴滴平台’，是匹配配需的关键载体。”东南大学电气工程学院电力经济技术研究所所长高赐威近期在“碳中和高峰论坛暨第四届中国国际新型储能技术及工程应用大会与新型储能技术青年科学家论坛”上指出。 “滴滴”的蓬勃发展，得益于中国民用汽车保有量巨大与市民灵活用车需求的高度匹配。虚拟电厂作为电力系统的“智能管家”迅速崛起，离不开星罗棋布的分布式资源与电网灵活调度需求的紧密契合。然而，尽管理论上虚拟电厂能够聚集这些分布式资源，但受多重掣肘牵制，难以形成合力。据业内人士表示，当前大部分地区虚拟电厂面临着“聚而不合”的困境。 资源不足 虚拟电厂备受青睐受电力系统低碳转型加速、新能源装机量激增等多重因素影响，我国对电力灵活性资源需求大增。2022年1月，国家发改委和国家能源局联合发布的《“十四五”现代能源体系规划》明确提出，力争到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%～5%。其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右。虚拟电厂作为一种能够挖掘用户侧灵活性资源的技术手段，逐渐受到青睐。中电联2019年12月发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》显示，欧美国家的灵活电源比重普遍较高，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%，而中国占比不到6%。近年来，随着能源转型与电力系统改革的不断深化，我国灵活电源比重逐步提升，但仍未能满足当前需求。受资源禀赋限制，虚拟电厂项目多在资源匮乏的经济强省率先“试水”。上海、广东等地率先出台“十四五”能源电力发展规划及碳达峰实施方案，明确提出了虚拟电厂的发展目标，例如，上海计划按不低于最大用电负荷5%的标准加强能源需求侧调节，并按最大负荷40%标准配备应急备用调峰能力；广东则力争到2025年电力需求侧响应能力达最高负荷的5%左右。此外，北京、深圳等地也发布了相关规划，将虚拟电厂建设纳入 日程。为何选择虚拟电厂削峰填谷，而非新建煤电机组呢？据业内机构估算，主要是基于经济效益和电力系统灵活性的综合考虑。虚拟电厂的建设成本仅为火电10%-15%，为满足5%的峰值负荷，若采用建设火电厂的方式，需投入高达4000亿元，而虚拟电厂的建设成本仅为500亿元。虚拟电厂不仅能够大幅节省初期投资，还在提升电力系统灵活性和稳定性方面具有发展潜力。 兴致怏怏 电厂实质尚未整合 尽管各地区已根据实际情况在虚拟电厂建设上做了诸多探索，但至今尚未形成普遍共识。当前，我国虚拟电厂尚未发掘出既能广泛推广，又能互利共赢的市场运作机制和商业模式。专家指出，目前，虚拟电厂亟需用户积极参与以有效整合资源，应对新能源间歇性出力等问题。然而，用户调整用能习惯所付出的精力、成本，与峰谷价差所带来的收益显著不对等，又缺乏足够的经济激励机制，各参与主体兴致怏怏，资源整合困难重重，导致虚拟电厂面临着“形似整合实则分散”的僵局，实际效果大打折扣。市场机制的缺失是制约虚拟电厂发展的关键因素之一。华能浙江能源销售主管柳备在论坛上指出，虚拟电厂的常态化运行离不开市场化的加持,目前，我国虚拟电厂在市场准入、市场监测和供求机制等方面缺乏明确的规定，这限制了其进一步的发展。鉴于当前电力市场的发展阶段和开放程度尚存局限，虚拟电厂所能产生的收益相对有限，在一定程度上挫伤了用户侧的参与热情。同时，商业模式的单一性也限制了虚拟电厂的发展空间。高赐威在会上提到，虚拟电厂的核心优势不在于接入承载多少资源，而在于其所具备的资源变现能力。虚拟电厂的盈利主要依赖辅助服务、需求响应和电力现货市场，但这些市场尚未完全成熟，导 致虚拟电厂面临盈利模式不稳定、持续盈利能力差等问题。此外，许多地区的虚拟电厂仅作为迎峰度夏期间的应急机制，在高电力负荷时段唤醒“沉睡”的分布式资源，响应总量和补偿标准每年更新，缺乏稳定性和可预见性，无法提供可靠的投资信号，抑制了参与者的积极性。 多元并进 承担系统多重角色 “双碳”目标的提出加速了系统电源结构与负荷特性的转变，为虚拟电厂的孵化提供了应用场景。浙江大学电气工程学院教授杨强在论坛上强调，“当前，我们正置身于碳排放双控和工业化深度发展耦合的复杂时期，既要推动工业体系向低碳排放升级，又面临碳排放的严格限制。”在此关键时刻，虚拟电厂或将成为破解这一僵局的关键力量。要充分发挥虚拟电厂的潜力，首要任务是完善市场机制。要明确市场准入标准，确定虚拟电厂与其他电厂同等的市场主体地位，参与公平、良性的市场竞争，将虚拟电厂纳入全国统一电力市场体系建设的总体布局规划。同时，需加快完善虚拟电厂的市场参与机制，健全辅助服务市场交易品种等。华南理工大学的谢敏教授在会上建议，应构建一个整合海量用户侧资源，并与地方配电市场、批发市场协同运行的统一市场体系架构，以促进虚拟电厂与电力系统统一调度体系的深度融合，使其在多元化的业务场景中发挥实效。进一步探索虚拟电厂的商业模式也是当务之急。虚拟电厂在成本控制上具有显著优势，但要将其转化为商业价值，还需建立健全资源定价和利益分配机制，构建统一的交易体系，支持分布式资源自主优化，并积极参与需求响应、辅助服务市场及现货市场。同时，要密切关注与 市场相关的政策、规则动态，加速虚拟电厂的商业模式创新，推动产品迭代升级。此外，还需完善虚拟电厂内部定价及利益分配机制，提高用户侧资源参与虚拟电厂运营的积极性。电力规划设计总院能源政策与市场研究院院长凡鹏飞认为，虚拟电厂在能源电力系统中扮演着多重角色：能源安全保供的“辅助器”、新型储能发挥的“放大器”、新型配电网发展的“加速器”、源网荷储一体化发展的“耦合器”、分布式电源的“控制器”、需求侧响应资源的“调节器”、分布式资源参与市场的“聚合器”、贯穿多市场的“路由器”等，这些角色共同体现了虚拟电厂在能源电力系统中的多元价值。
11月19日，国家发改委召开新闻发布会，解读8部门联合印发的《完善碳排放统计体系工作方案》。这一方案的实施，预计将为光伏等清洁能源产业带来重大利好，进一步推动绿色能源转型和可持续发展。 01.方案出台的终极目的 正在召开的联合国气候变化框架公约第29届会议（COP 29）进一步强调了全球碳市场的紧迫性，将全球碳交易逐步推向现实。这表明，“双碳”目标已达成更广泛的共识。为了实现这一目标，必须首先准确掌握每个地方、每个行业、每个企业的碳排放量。国家发改委等8部门出台的方案，旨在使碳排放核算更加清晰和精准，并推动核算标准与国际接轨，以应对国际贸易壁垒，如欧盟电池法案和碳边境调节机制（CBAM）。 该方案的实施将带来两个显著的利好目标。一是碳排放年报、快报制度全面建立。2025年起，国家和各省每年都要报出碳排放“账本”，而且要快报快出。同时，将发布实施不同行业的碳排放核算标准和不同产品的碳足迹核算标准，并建立全国统一的碳排放数据库，实现动态更新、实时查看、公开透明。 二是碳排放统计核算体系构建完成。到2030年，国家、省级碳排放统计核算体系制度全面建立并有效运转；针对电力、钢铁等排放大户的相关行业企业，非化石能源发电减排能力要显著提升；产品的碳足迹实现精准管理，其碳排放“身份证”全面符合国际标准。 02.利好光伏的主要方面 一是推动市场拓展。该方案通过完善碳排放统计核算体系，将显著增强社会对碳排放的重视，提高清洁能源需求，激励企业投资低碳技术。光伏作为最重要的可再生能源之一，将迎来更大的市场需求和发展机遇，尤其是在工商业屋顶分布式光伏系统等领域。随着碳排放意识的提高，光伏产品的国际合作和出口市场也有望扩大。 二是突破贸易壁垒。完善的碳排放统计核算体系，将进一步与国际标准接轨，通过提供准确、透明的碳排放数据，增强中国光伏产品的国际竞争力。这种透明度和可验证性可以减少其他国家对中国光伏产品的环境标准和碳足迹的疑虑，从而降低因碳排放问题而产生的贸易摩擦。 三是提升消纳能力。政策的实施有助于提高光伏发电的经济性和环境效益，推动电网结构优化以增强光伏发电的接入能力。同时，提升消纳能力以减少弃光现象，并促进储能技术的应用以解决光伏发电的间歇性问题，提高光伏发电的稳定性和可靠性。 四是助力碳交易市场。准确的碳排放数据是碳交易市场至关重要。完善的碳排放统计核算体系将为碳交易市场提供必要的数据基础，有助于市场的规范化和法制化，包括电力现货市场、绿色电力证书交易等，为光伏发电提供更多的市场机会，同时激励企业通过减少碳排放来获得经济收益。 五是优化行业布局。通过准确的碳排放数据，可以科学评估不同地区光伏项目的环境影响，指导地方政府合理规划新能源布局，实现资源的最优配置，促进产业集群发展，推动能源结构调整，减少资源浪费，提高项目经济性，从而推动光伏产业的可持续发展。 随着“双控”政策的深入实施和碳排放统计核算体系的不断完善，我们有理由相信，光伏等新能源产业将迎来更加广阔的发展空间。这不仅是对我国能源结构转型的有力推动，也是对全球应对气候变化挑战的重要贡献。随着政策的深入实施，光伏产业不仅将迎来新的发展机遇，而且将在推动能源转型和应对气候变化方面发挥关键作用。
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