中国分布式能源正在经历前所未有的蓬勃发展，包括屋顶太阳能光伏发电、电池储能、电动汽车和柔性电负荷。这些小型资产通常位于用户侧，如果能够高效融合，将让中国的电力系统受益匪浅，例如提高灵活性、加强电力安全和降低系统成本。随着技术成本的下降和国家支持计划的推动，农村地区和工商业建筑的分布式能源部署正在加速。到2024年，分布式光伏（DPV）占全国太阳能总装机容量的比例从四年前的30%提高到40%，而同期电动汽车的保有量则增长了650%以上。这种快速部署正在重塑中国的电力系统，并在适应方面给配电网带来越来越大的压力。

在一些省份，分布式能源的普及速度已超过电网的就绪速度。在过去十年中，中国成功下调并维持了较低的弃电率，但也出现了局部的电网容量约束。2024年，有11个省份报告了阻塞和并网限制情况，这些省份因为需求较低或配电网投资有限，导致分布式光伏注入超过了当地的承载力。系统灵活性有限、跨时间和跨地域的供需不匹配，以及缺乏用户侧资产的运营可视性，都加剧了这些制约因素。其他分布式能源（如电池储能和需求响应）虽然有助于缓解这些问题，但时至今日，中国的市场和监管条件仍限制了它们作为系统资产的全面参与。

政策应对措施已陆续推出，标志着将分布式能源接入电网和市场的转折点已经到来。2025年出台的国家法规取消了对大型分布式光伏装置广泛实施且有利可图的保障性购买方案（可盈利的保障性收购方案），转而要求实行自发自用模式。与此同时，高层政策文件正在积极推动分布式发电和聚合商的市场准入（此处译为参与市场，可能更准确）。电网企业宣布了创纪录的投资水平，并在评估电网能够安全消纳多少额外容量，以更好地指导分布式能源的部署。但面对未来的挑战，还需要进行更多系统性改革。

国际能源署的三大支柱战略以系统运行现代化、逐步实现市场融合和推进监管改革为核心，为中国在2030年前安全且大规模地融合分布式能源提供了途径，同时也为更长期的系统转型奠定了基础。这种方法借鉴了分布式能源部署方面的先进国家/地区经验，可帮助中国充分发挥分布式能源的优势，并有助于实现安全、可负担、低碳电力系统这一更远大的目标。

挑战

随着分布式能源装机增长，系统的安全运行越来越依赖于对分散资产的预测、可视性和控制能力的提升。虽然简化的接入程序和低门槛的技术要求促进了中国分布式能源的快速部署，但也在某些地区造成了运行盲点。分布式能源性能对电网运营商不具备实时可视性和可控性，这一缺陷限制了运营商预测需求、确保可靠性或主动解决阻塞问题的能力。此外，配电网的灵活性欠缺，吸收剩余发电量的能力较低（配电网缺乏灵活性降低了其吸收剩余发电量的能力），尤其是在太阳能输出达到峰值（出力高峰）而需求又相对较低的中午时段。

政策优先事项

为了及时应对这些挑战，以免问题蔓延到整个电网，中国可以在智能电网进步和集中规划优势的基础上，通过针对性地改善配电运行来从中受益，例如采用更依赖于数据驱动的做法，以及提高本地灵活性。对于电网运营商和监管机构的主要建议包括：

• 从而（可删除）提高分布式能源的可视性和可控性，利用中国的数字基础设施投资和成熟的低电压等级物联网能力，对新的分布式能源装机实施监测、控制和实时预测要求。
• 加强技术标准和电网接入规则，确保新增分布式能源能够提升系统可靠性和需求响应能力，包括对智能逆变器和标准化通信协议做出要求。
• 实施缓解电网阻塞和指导新项目选址的机制，如透明的电网承载力评估（以国家能源局的试点计划为基础）以及网络电价中的位置信号。对于阻塞最严重的地区，可尝试灵活接入协议（FCA）；而在电力市场较发达的省份，可考虑进行本地灵活性采购试点。
• 投资人员培训和机构能力建设，并促进跨省和国际经验交流，为电网运营商、规划者和监管机构提供所需的技能和工具，来管理更加分散和动态的电力系统。
  

挑战

要释放分布式能源的全部价值，不仅需要将其并入电网，还需要将其融入电力市场（直接融合、通过聚合商融合，或基于市场价格融合），以便充分利用其灵活性来满足系统需求。在中国，决策者越来越多地转向市场机制，以调动灵活性并支持可再生能源一体化，但各省在电力市场改革方面的进展并不均衡(平衡)。即使在有电力市场的地方，大多数分布式能源仍在市场框架之外运行，无法获得反映系统状况的实时价格信号，而且往往无法就其提供的服务获得适当报偿。

政策优先事项

需要扩展可行的分布式能源商业模式，以支持中国向自发自用和市场化参与的转变，同时利用虚拟电厂（VPP）、电动汽车和需求响应来提高灵活性。为加快这一转型，对于国家和省级监管机构的主要建议包括：

• 促进分布式能源和聚合商进入本地批发和辅助服务市场，具体措施是消除实际准入壁垒、调整竞标规则和市场产品。在省级市场制定和试行规则时，确保这些规则能够使分布式能源提供多种服务，并在不影响系统可靠性的情况下叠加收入。
• 鼓励小规模用户的需求侧灵活性，在更大范围内应用分时电价和动态定价方案。为实现这一目的，可利用中国广泛部署的智能电表，并以自愿的方式引入这些方案，重点关注电动汽车和热泵等灵活负载的用户。
• 通过针对性的运营和报偿模式促进自发自用，特别是在电网容量有限的地区。这包括将分布式发电与柔性负荷和储能系统相结合，以及为新装机设定最低自发自用门槛。在农村地区，加速电气化和使用智能需求管理有助于消纳分布式光伏的发电量。
• 在适当的监管框架支持下，借鉴在该领域进展较大的省份和国家/地区的经验，试点并推广创新的分布式能源商业模式，如虚拟电厂、共址部署、点对点交易和本地能源社区。
  

挑战

中国目前的监管框架还不能完全满足高比例分布式能源电力系统的需求。结构性低效，如增量配电网的电网接入受限、电网成本分摊不均、电网企业采用高成本效益替代方案的动力不足，以及输配电系统规划碎片化，都会阻碍高效、公平的分布式能源融合。

政策优先事项

调整监管框架至关重要，可帮助确保分布式能源为经济上(可删)高效、社会上（可删）公平并有明确机构责任支持的系统做出贡献。对于国家和省级监管机构的主要建议包括：

• 确保公平的电网接入和成本分配，具体措施是根据新实施的《能源法》，明确分布式能源、微电网和私人投资的增量配电网的非歧视性接入权，并建立平等透明的输配电成本分摊机制。
• 优化输配电定价机制，以反映系统成本并鼓励高效利用。这包括借鉴各省将电网成本纳入时变电价组成部分的经验，完善当前基于电压的定价，以进一步鼓励本地消费，并在网络电价中引入动态因素。
• 在国家能源局的指导和监督下，通过将电网企业的业绩与系统成果挂钩，加强对电网企业支持分布式能源的激励，鼓励采用分布式能源和智能电网作为传统电网扩建的替代方案。网络电价方法可逐步纳入基于绩效的因素，作为对效率和可靠性的奖励。
• 在系统规划中改善输配网络之间的协调，确保省级和国家级电网规划中反映出本地分布式能源的部署和融合。这包括使用共享的预测工具、联合成本效益分析和明确的绩效指标。
• 明确配电层面分布式能源管理的运行责任，特别是管理承载力、采购本地灵活性服务和收集数据的责任。