国际能源署发布《中国分布式能源资源的整合》

2025年9月29日，国际能源署发布《中国分布式能源资源的整合》。报告指出，与世界上任何其他国家相比，中国正经历分布式能源资源（DERs）的快速增长，包括屋顶光伏发电、电池储能以及电动汽车（EV）充电设施等。随着中国加快实现碳达峰和碳中和目标的步伐，这些分布式资源为建设更加灵活、高效和具有韧性的电力系统提供了重要机遇，前提是其整合过程能够得到科学有效的管理。

报告系统分析了中国各地分布式能源部署的最新趋势，指出其快速增长对电力系统规划与运行带来了新的挑战，并呼吁应重新聚焦配电网建设与管理。同时，报告将中国分布式能源的发展置于全球视野之中，借鉴了澳大利亚、欧洲、日本和美国等在分布式能源整合方面更为成熟的经验。通过跨国比较与案例分析，报告总结出一系列对中国电力行业和监管环境具有启示意义的经验与最佳实践。

此外，报告还深入探讨了政策、监管、市场设计、数字基础设施以及制度框架在释放分布式能源潜力方面的关键作用。总体而言，该报告为制定到2030年及更长远时期的分布式能源整合战略提供了重要的决策参考，也为中外专家协同探索协调一致、前瞻性的分布式能源整合路径提供了有益借鉴。报告的主要内容如下：

一、快速的分布式能源扩展给中国的配电网络带来了新的考量因素

中国正经历着分布式能源资源（DERs）的前所未有的快速发展，其中包括屋顶太阳能光伏、电池储能、电动汽车（EVs）以及可灵活调节的电力负荷等。这些通常位于电网边缘的小型能源资产，如果能够实现高效整合，将为中国电力系统带来显著益处，不仅能增强系统灵活性、提升供电安全性，还可有效降低整体运行成本。受益于技术成本的持续下降和国家层面的支持政策，分布式能源的部署正在农村地区、商业和工业建筑中加速推进。截至2024年，分布式光伏（DPV）装机容量已占全国太阳能总装机容量的40%，较四年前的30%有显著提升；同期，电动汽车保有量增长超过650%。这股迅猛的增长势头正在重塑中国电力系统格局，同时也对配电网的承载与调控能力提出了更高要求。

然而，可再生能源装置的扩张速度已在部分地区超前于电网的适应能力。虽然中国在过去十年成功降低并维持了较低的弃电率，但局部配电网的容量瓶颈开始显现。2024年，全国已有11个省份报告出现电网拥堵和并网受限现象，原因多为用电需求偏低或配电网投资不足，导致分布式电源注入量超过了当地的承载上限。系统灵活性不足、供需时空错配，以及对配电终端设备的运行缺乏可视化监测，都进一步加剧了这些问题。尽管电池储能和需求响应等资源有潜力缓解这些压力，但由于市场和监管机制尚不完善，其作为系统性资产的作用尚未得到充分发挥。

针对上述挑战，中国已开始出台一系列政策应对措施，标志着分布式能源并网与市场化进程的关键转折点。2025年出台的国家法规取消了此前针对大规模分布式电源的普遍性保障收购政策，转而要求采用“自发自用”模式。同时，国家层面的政策文件正推动分布式发电和聚合商进入电力市场。电网企业也宣布创纪录的投资计划，并着手评估电网可安全容纳的新增分布式电源容量，以便更科学地指导未来的部署方向。然而，未来要实现更高水平的系统融合，仍需通过更系统性和结构性的改革来推动。

国际能源署提出的“三大支柱”战略——即推进系统运营现代化、促进分布式能源的市场化整合、深化监管与体制改革——为中国在2030年前实现安全、高效、规模化的分布式能源整合提供了明确路径。这一战略借鉴了在分布式能源领域处于全球前沿国家的实践经验，为中国充分释放分布式能源潜力、加快构建安全、经济、低碳的现代电力系统提供了有力支撑，并为实现长期能源转型奠定了坚实基础。

二、支柱一：通过提升可见性和本地灵活性，加强配电层级的运行能力

（一）面临的挑战

随着分布式能源装机容量的不断提升，电力系统的安全稳定运行日益依赖于对分散式能源资产的精准预测、实时监测与有效控制。尽管简化的并网流程和较低的技术准入门槛促进了中国分布式能源的快速发展，但也在部分地区带来了运行管理上的“盲区”。由于电网运营商尚无法对分布式能源进行实时监控与调度，其在需求预测、系统可靠性保障以及主动缓解电网拥堵等方面的能力受到限制。此外，配电网自身的灵活性不足，也使其在吸纳多余发电量时面临瓶颈，尤其是在中午太阳能发电高峰、用电需求相对较低的时段，这一问题尤为突出。

（二）政策建议要点

为防止上述挑战在更大范围内扩散至各级电网，中国可依托其在智能电网建设方面的技术成果与集中规划的体制优势，通过有针对性地改进配电运营、引入更多数据驱动的实践并提升本地灵活性来加以应对。针对电网运营商和监管机构，报告提出以下关键建议：

首先，提升分布式能源（DER）的可见性与可控性。通过对新增分布式能源装置实施监测、控制及实时预测的技术要求，充分利用中国在数字基础设施和低压物联网（IoT）领域的成熟能力，以实现对分布式资源的精细化管理。

其次，强化技术标准与并网规则。确保新增分布式能源能够为系统可靠性与需求响应能力做出贡献，包括推广智能逆变器的应用和建立统一的通信协议标准，从而实现设备间的互联互通与协调运行。

再次，建立电网拥堵缓解与项目选址引导机制。在国家能源局试点工作的基础上，推行透明的电网可接入容量评估，为新项目布局提供科学依据，并在电价体系中引入反映地区差异的信号，引导合理选址。在电网最为拥堵的区域，可探索灵活接入协议；而在电力市场较为成熟的省份，可试点本地灵活性资源采购机制，以提升系统适应性。

最后，加强人才培养与能力建设。加大对电网从业人员培训和机构能力建设的投入，推动省际及国际经验交流，帮助电网运营商、系统规划者和监管部门掌握管理更加分布化、动态化电力系统所需的关键技能与技术工具。

（三）国际案例

德国规定，功率大于7千瓦的分布式电源系统必须具备远程控制、电压和频率调节以及故障穿越能力；而功率大于4.2千瓦的住宅用电器在电网压力事件期间必须根据电网信号调整用电需求。

在电网受限的地区，包括南澳大利亚州、加利福尼亚、荷兰、德国和比利时，灵活连接协议的应用日益广泛。

三、支柱二：通过渐进的市场融合与创新商业模式，释放分布式能源资源（DER）的价值

（一）面临的挑战

要充分释放分布式能源的潜在价值，关键在于将其有效纳入电网和电力市场体系之中——无论是通过直接接入、依托聚合商，还是参与市场化的价格机制——以实现根据系统需求进行灵活调度与优化运行。在中国，政策制定者正日益重视通过市场机制来激发系统灵活性，推动可再生能源更高水平的融合。然而，各省在电力市场改革方面的推进速度并不一致。即使在已建立较完善电力市场的地区，仍有大量分布式能源游离于现有市场框架之外，无法及时获取反映系统运行状况的实时价格信号，也难以因其提供的灵活性服务获得合理的经济回报。

（二）政策建议要点

要充分发挥分布式能源的潜力，需要积极拓展可行的业务模式，支持中国能源体系向“自发自用”和“市场化参与”转变，同时充分利用虚拟电厂（VPP）、电动汽车和需求响应等资源所带来的灵活性。为加快这一转型进程，报告向国家及省级监管机构提出了以下关键建议：

首先，应通过消除实际的市场准入障碍、优化投标规则与市场产品设计，为分布式能源（DER）及其聚合商进入批发市场和辅助服务市场创造便利条件。随着省级市场建设和试点规则的逐步推进，应确保这些机制能够使分布式能源提供多元化服务并实现收益叠加，同时不影响系统的安全与可靠性。

其次，应通过扩大分时电价与动态电价机制的应用，鼓励中小用户参与需求侧灵活性调节。中国已广泛部署智能电表，可借助这一基础设施，针对拥有灵活负荷（如电动汽车、热泵等）的用户，选择性引入灵活定价机制，从而提升负荷响应能力。

再次，应通过有针对性的运行模式和补偿机制，鼓励在电网容量受限地区推广自用能源。这可通过将分布式发电与储能、灵活负荷相结合，并为新建项目设定最低自用比例阈值来实现。在农村地区，应加快电气化进程，推广智能化需求管理，以更好地吸纳分布式电源发电量。

最后，应大力推广并扩大创新型分布式能源商业模式，如虚拟电厂、集中式部署、点对点能源交易以及本地能源社区等。这些模式的实施应以完善的监管框架为支撑，并积极借鉴国内外在该领域中积累的成熟经验，特别是那些在市场化整合方面走在前列的省份和国家的实践。

（三）国际案例

美国、欧洲和澳大利亚的许多电力市场已相继改革相关规则，允许分布式能源参与市场交易，降低了准入门槛，并为储能等新兴技术提供了制度性支持。这一进展得益于一系列试点项目和创新计划的推动，例如美国PJM（美国东部和中西部13个州及哥伦比亚特区的区域输电组织）市场的分布式能源聚合商模式、英国的“开放网络”项目以及澳大利亚的“边缘项目”。

在多个司法管辖区，包括荷兰、巴西以及美国部分州份，薪酬机制的调整进一步激励了分布式电源的本地自发自用，从而增强了终端用户的参与积极性。

此外，在西班牙、瑞典和英国，居民广泛采用的动态分时电价机制已被证明能够有效释放需求侧的灵活性，提升电力系统的调节能力与运行效率。

四、支柱三：推进公平电网接入、成本反映型电价以及综合规划方面的监管改革

（一）面临的挑战

中国现行的监管框架尚未完全适应以分布式能源为主体的电力系统发展需求。例如，增量配电网的并网准入仍受限制，电网成本分摊机制不够合理，电网企业缺乏采用成本效益型替代方案的激励，同时输配电规划之间存在一定程度的割裂。这些问题在不同程度上制约了分布式能源的高效、公平接入与整合。

（二）政策建议要点

调整监管框架对于确保分布式能源系统具备经济高效、社会公平以及制度责任明确等特性至关重要。针对国家和省级监管机构，报告提出以下关键建议：

首先，应根据新颁布的《中华人民共和国能源法》，建立公平的电网接入和成本分摊机制。具体而言，应为分布式能源系统、微电网及私人投资的增量配电网确立非歧视性的接入权，并建立公开、透明且公正的费用分担制度，用于合理分摊输配电成本。

其次，要优化输配电定价机制，使其更能反映系统的真实成本并激励高效用能。这包括完善现行的分电压定价机制，以进一步鼓励本地化消费，同时在网络电价中引入动态定价因素，借鉴部分省份将电网成本纳入随时间变化的电价组成部分的实践经验。

再次，应强化对电网企业的激励约束机制，推动其积极支持分布式能源系统建设。可通过将电网企业绩效与系统运行结果挂钩，并在国家能源局指导和监管下实施，将分布式能源与智能电网方案作为传统电网扩建的经济替代选项。可逐步在网络电价体系中引入基于绩效的定价元素，以奖励在效率与可靠性方面表现优异的企业。

此外，还应加强输电与配电系统规划的协调衔接，确保分布式能源的部署和整合能够充分体现在省级及国家层面的电网规划中。这可通过使用共享预测工具、开展联合成本效益分析以及设定明确的绩效指标来实现。

最后，应明确配电层级在分布式能源管理中的运营职责，尤其是在承载能力管理、本地灵活性服务采购以及数据采集和共享等方面，建立清晰的责任体系与管理机制。

（三）国际案例

英国、美国和意大利已相继引入基于绩效的监管机制，对分布式能源解决方案、能源效率提升以及电力系统数字化等领域提供激励支持。

加利福尼亚州和英国的实践表明，开展综合系统规划对于预测分布式能源的部署趋势、提升电网整体协调性以及优化输电与配电接口的衔接具有重要意义。

在欧洲，大多数国家已在配电层面实施分时电价制度，而包括德国在内的一些国家则进一步推进电价改革，旨在优化电网成本在用电消费者与发电生产者之间的分摊方式，从而促进系统公平与高效运行。

 参考文献：

[1] IEA(2025),IntegratingDistributedEnergyResourcesinChina,IEA,Paris.[EB/OL].(2025-09-29）.https://iea.blob.core.windows.net/assets/f4219d52-636f-40df-a62b-5834be939a78/IntegratingDistributedEnergyResourcesinChina.pdf.