与重大单体能源项目相比，分布式能源单体项目规模小，建设运营资金量小，社会投资门槛低，开发应 用场景多，运行智能化也更容易实现，社会投资长期活跃。同时，分布式能源发展可以为地方高载能产 业发展提供支撑，推动产业布局和能源布局协同，促进地方经济发展。但也要看到，分布式能源发展起 步较晚，面临着小型系统集成技术难度大、单位生产运营成本较高、配套体系不够完善等挑战。 发展分布式能源的重要意义： 分布式能源已经成为新型能源体系的重要组成部分，发展分布式能源对于优化能源结构、推动节能减 排、推进经济社会可持续发展具有重要意义。 一是更好推进碳达峰碳中和。 相较于化石能源，可再生能源能量密度低、较为分散，分布式开发利用比集中式更符合可再生能源的资 源和技术特性，同时也能因地制宜利用清洁燃料，降碳减排效果明显。 二是更好满足人民群众用能需求。 通过不同利用方式实现能源梯级利用，且运行模式灵活，可以满足不同场合用能需求。对偏僻山区、海 岛等地区，分布式能源可以更好就近布局、满足需求。对供电安全稳定性要求较高的医院、银行等用 户，以及用能需求多样的工业园区，分布式能源可提供高品质的综合能源服务。 三是有利于保障能源安全。 发展分 ...

一十届四中餐 名词卡片 分布式能源 "完善碳排放统计核算体系,稳步实施 地方碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项 目碳评价、产品碳足迹等政策制度。发展 分布式能源,建设零碳工厂和园区。" "十五五"规划建议 降义 分布式能源是指在用户侧可以独立运行,以 小型设备充分利用可再生能源或天然气等清洁能 源,满足用户多种用能需求的小型能源系统。按 照利用燃料种类,包括分布式天然气能源站、分 布式光伏、分散式风电,以及其他利用生物质、 太阳能光热、小水电等可再生能源的分布式能源。 据《党的二十届四中全会《建议>学习辅导百问》 分布式能源已经成为新型能源体系的重要组成部分，发展分布式能源对于优化能源结构、推动节能减 排、推进经济社会可持续发展具有重要意义。 一是更好推进碳达峰碳中和。相较于化石能源，可再生能源能量密度低、较为分散，分布式开发利用 比集中式更符合可再生能源的资源和技术特性，同时也能因地制宜利用清洁燃料，降碳减排效果明显。 二是更好满足人民群众用能需求。通过不同利用方式实现能源梯级利用，且运行模式灵活，可以满足 不同场合用能需求。对偏僻山区、海岛等地区，分布式能源可以更好就近布局、满足需求。对供电安全稳 定性要 ...

行业核心趋势 - 中国能源体系正经历深刻系统性变革，从传统集中式供给模式向多元化、分布式、数字化方向加速演进 [1] - 分布式能源的战略意义已超出“补充能源”范畴，成为零碳园区时代不可或缺的关键引擎 [1] - 分布式能源正从局部创新迈入体系跃迁，成为新型电力系统灵活性、韧性、稳定性的核心构成 [5] 产业端需求变化 - 产业端需求发生结构性变化，从“可选”到“必选”，传统“外购电+集中供热”模式难以满足企业绿色化、数字化、低成本、高稳定的综合要求 [2] - 能源系统的绿色化、经济性与韧性已成为产业竞争力的基础工程，分布式能源是这一基础工程的关键抓手 [2] - 分布式能源能够直接嵌入园区负荷侧，实现就地发电、就地消纳，带来降低用能成本、提高绿电比例、增强供能稳定性等多重价值 [3] 市场与政策驱动 - 市场化改革为分布式能源打开前所未有的价值空间，使其从补贴驱动转向价值驱动 [4] - 新能源全面市场化、绿电交易扩容、电力现货试点等一系列政策让分布式能源成为能够参与市场、获得多元收益的能源资产 [4] - 分布式能源的商业价值得到充分释放，能源系统的边界被重新定义 [4] 园区能源转型 - 中国超过六成的工业企业集中在各类产业园区，园区本身就是中国能源转型的主战场 [3] - 未来的园区竞争力将取决于能源系统的绿色程度、成本水平和数字能力，分布式能源是构建这些能力的底座技术 [6] - 分布式能源正在从“可选项”走向“必选项”，与园区发展深度绑定 [3] 技术集成与系统协同 - 分布式能源发展涉及光、储、热、氢等多技术协同的落地逻辑 [7] - 行业对政策、市场、技术的综合理解和系统协同的需求前所未有地高涨 [6] - 分布式能源正从试点示范迈向规模化发展，从单点应用走向系统集成 [7]

政策核心与战略意义 - 《工业园区高质量发展指引》从特色化、集约化、数智化、绿色化、规范化五大方向入手，明确7个方面、19个发展导向，为工业园区从“量的快速增长”转向“质的有效提升”提供行动指南 [3] - 工业园区是实现“双碳”目标主战场和新型工业化主阵地，全国70%以上工业产值、60%以上能耗都集中于此 [3] - 政策出台有利于促进可再生能源消纳，推动构建绿色供应链和绿色产品生产，并大力推动区域经济高质量发展与产业升级 [1][3] 政策背景与发展现状 - 自2024年12月中央经济工作会议首提“零碳园区”以来，多部门接连发布相关建设文件，此次《指引》以更全面视角提供系统性指引 [5] - 我国各地已建成或规划建设的“零碳园区”项目主要集中于工业类型园区，尤其以风电、光伏、电池等新能源设备制造业为主要产业 [5] - 据估算，工业园区在我国在建的“零碳园区”中占比约一半 [5] 绿色基础设施建设路径 - 《指引》明确提出加强屋顶光伏、分散式风电、多元储能、充电桩等新能源基础设施开发利用，探索构建工业绿色微电网、零碳能源供给系统和园区级数字化能碳管理中心 [7] - 绿色基础设施建设需“分类施策”，结合资源禀赋、产业、空间三个维度定方案，不能搞“一刀切” [7] - 工业绿色微电网适合用电负荷大且稳定、具备丰富分布式能源资源且能配置储能系统和智慧能源管理平台的园区 [8] 数智化转型与数据管理 - 在“促进数实深度融合”方面，《指引》提出加强5G、千兆光网、IPv6、移动物联网等新型信息基础设施建设应用，推动工业互联网进园区 [10] - 需解决能耗数据“不愿共享、不敢共享”困境，技术上可采用数据脱敏等创新手段保护企业数据安全 [10] - 制度上可探索建立园区数据资源目录，结合碳交易等手段让企业从数据分享中获益，并加强园区数据运营能力 [11] 国际接轨与标准建设 - 建立与国际接轨的绿色产品认证和碳管理体系对构建绿色供应链、推动节能改造及为绿色金融提供信息基础非常重要 [10] - 园区、行业和企业可积极参与相关标准制定，与国际标准开展对标、衔接和互认工作 [11] - 需加强数智化基础设施与能源计量系统建设，确保园区碳数据有据可查、有源可溯 [11]

政策核心内容 - 云南省新能源上网电价从有序入市进入全面入市阶段 [1] - 新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场 上网电价通过市场交易形成 [1] - 建立市场外差价结算机制 机制电价与市场交易均价的差额由电网企业开展差价结算 费用由全体工商业用户分摊或分享 [1] 政策实施细节 - 以2025年6月1日为界 区分存量与增量项目分类施策 [1] - 存量项目与现行政策妥善衔接 [1] - 增量项目机制电价通过竞价形成 执行年限12年 执行到期后不再执行机制电价 由市场交易形成上网电价 [1] 政策覆盖范围与影响 - 新能源项目包括集中式光伏和风电 分布式光伏 分散式风电 [1] - 政策核心逻辑是全面市场化 新能源发电不再享受电价政策优势 将直面与煤电等传统能源的价格竞争 [1] - 电价波动将成为常态 考验企业的决策和经营能力 企业投资决策时需更加注重项目的成本效益和市场需求 [2]

分布式新能源下乡发展现状 - 分布式新能源为农业现代化提供支撑并为乡村经济注入新活力 [1] - 光伏和风电度电成本大幅下降 新建陆上风电和光伏项目全球加权平均平准化度电成本分别为0.034美元/千瓦时和0.043美元/千瓦时 较2020年分别下降13%和22% [2] - 企业加快细分领域布局 光伏向高效产品迭代并注重光伏建筑一体化 风机厂商推出低风速适用机型并通过高塔筒技术保障发电效率 [2] 农村分布式新能源发展规模 - 农村户用分布式光伏安装户数超500万户 带动超5000亿元有效投资 [3] - 截至2024年底农村户用光伏规模超1.5亿千瓦 农民通过租赁屋顶或土地实现增收 [3] - 2025年农村分布式光伏开发潜力约10亿千瓦 分散式风电开发潜力约2.5亿千瓦 [3] 技术发展挑战 - 需发展多元化技术适应不同农村场景地貌和气候特征 [5] - 东南地区地形陡峭气候湿润 分布式新能源发电效率面临挑战 [5] - 大型风机存在噪声和占地面积问题 小型微风机存在发电效率低和经济性不高问题 [5] - 东南地区良田聚居区较多 成片开发分布式新能源可操作性较低 [6] 电网系统制约 - 户用光伏大规模增长导致配网从"无源单向"变为"有源双向" 电网消纳和源荷匹配难度增加 [7] - 农村电网基础设施薄弱 出现设备反向重过载和电压越限等安全隐患 [7] - 河南山东等地低压配电网承载能力饱和 导致分布式光伏并网申请暂停 [7] 产业融合不足 - 分布式能源收益主要来自空间租赁 未形成就地消纳支持农村电气化和产业升级 [8] - 农业机械化能源需求增长仍依赖化石能源 农村产业基础薄弱带动电力消费有限 [8] - 新能源大发展未对乡村产业发展形成有力能源供给支撑 [8] 政策建议方向 - 政府需建立市场化方案筛选适用技术 通过评估区域需求和发布市场预期提高企业信心 [10] - 需挑选适合标杆技术种类 总结推广"源-网-荷-储"结合典型园区经验和"新能源+"模式 [11] - 推动典型企业跨区跨省建设 打破土地要素限制的地方保护主义 [12] 电网升级方案 - 加强农网与新能源发展及主网规划衔接 补强网架提高配电网接入能力 [13] - 采用柔性直流互联和台区配储等技术 提高中低压配电网承载能力和互供互济能力 [14] - 发展微电网和小型"源-网-荷-储"系统替代传统末端电网延展模式 [14] 产业融合发展路径 - 拓展农业电能替代广度深度 实施电排灌和电动农机具等电气化项目 [15] - 整合农村规模化新能源作为吸引高附加值产业落地的重要资源 [15] - 立足地方特色发展下游深加工和高附加值产业 引入数据中心和乡村旅游等新兴产业 [15] - 通过绿电直连和智能微电网等新模式实现新能源与产业集成发展 [15]

政策核心内容 - 宁夏推动新能源上网电价全面由市场形成，建立健全支持新能源高质量发展的制度机制 [1] - 新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成 [1] - 分布式（分散式）新能源项目参与市场交易的方式有直接参与、通过聚合方式参与和作为价格接受者参与三种 [1] 市场交易与价格形成机制 - 电力现货市场未连续运行时，市场交易均价根据同类项目月度中长期交易加权平均价格确定 [2] - 电力现货市场连续运行时，市场交易均价根据同类项目实时市场月度加权平均价格确定 [2] - 市场交易均价不按单个项目确定，用于差价结算的市场交易均价取所有同类项目月度加权交易均价，初期按风电、光伏两类区分 [2] - 增量新能源项目机制电价通过统一竞价形成，竞价上限暂设为0.2595元/千瓦时，下限为0.18元/千瓦时 [2] 可持续发展价格结算机制 - 在市场外建立差价结算机制，对市场交易均价低于或高于机制电价的部分，纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊或分享 [1] - 机制电价为宁夏燃煤发电基准价0.2595元/千瓦时 [1] - 2025年6月1日前投产的新能源存量项目，分布式（分散式）项目上网电量全部纳入机制电量，集中式补贴项目机制电量比例为10% [1] - 2024年6月1日前投产的集中式平价项目机制电量比例为30%，2024年6月1日起投产的集中式平价项目机制电量比例为10% [1] 政策实施与后续安排 - 《实施方案》于2025年10月1日实施后，新能源项目不再执行2025年优先发电计划 [2] - 新能源项目投资主体变更时，原电量规模、机制电价继续执行 [2] - 在项目纳入机制的电量规模范围内，每年自主确定执行机制的电量比例，但不得高于上一年 [2] - 执行期限内可自愿申请退出，执行到期或自愿退出的，均不再纳入机制执行范围 [2] - 宁夏随后将印发竞价相关细则，首次竞价工作初步确定于10月份开展 [3]

政策动态 - 张家口市自2022年9月1日起将风电项目由核准制调整为备案制 成为首个正式落地的地方风电备案制政策 [1] - 国家能源局正在组织编制"千乡万村驭风行动"方案 争取尽快推动实施 [1] - 国家相关部门出台《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案》提出推动风电项目由核准制调整为备案制 [4] 市场表现 - 风电概念指数从902.39点上涨至956.21点 三个交易日上涨5.96% 其中8月17日单日上涨1.24% [1] - 8月17日宝塔实业 川润股份等14只风电概念股涨停 [1] - 国信证券估计"千乡万村驭风计划"和老旧机组改造政策有望推动"十四五"期间年均风机需求从50GW提升至60-70GW 2023-2025年增长率有望从10%提升至25% [4] 行业现状 - 截至2021年底我国陆上风电装机规模突破3亿千瓦 海上风电跃居世界第一 但分散式风电装机仅约1000万千瓦 占比极低 [2] - 2022年上半年新增风电装机中 以集中式风电为主的"三北"地区新增装机占全国84% [2] - 风电光伏在能源结构中占比不足5% 未来新型能源系统中目标占比需达65%-70% [3] 发展机遇 - 分散式风电具备就地消纳优势 可降低或省去输送费用 [3] - 随着双碳目标推进 中小型风电装机成本下降和发电效率提高 分散式风电经济效益显著提升 [3] - 备案制改革简化审批流程 将吸引更多企业参与分散式风电项目开发 [4] 企业布局 - 金风科技2021年分散式风电新增装机容量267.2万千瓦 占比33.3%位列第一 [5] - 运达股份新增装机容量151.0万千瓦 占比18.8%位列第二 公司明确看好分散式风电发展前景 [5] - 明阳智能 三一重能 中车风电等公司分散式风电新增装机量位居前列 [5] - 东方电缆 新强联 大金重工 天顺风能 金雷股份等上游零部件企业将受益于风电装机量增长 [5] - 隆华新材投资约6亿元建设8万吨/年端氨基聚醚项目 看好风电行业需求前景 [5]

新能源上网电价市场化改革核心 - 上海市要求所有新能源上网电量在2025年底前全部进入电力市场，通过市场交易形成电价 [1][3] - 新能源项目可选择直接或聚合参与市场交易，未参与者默认接受市场形成的价格 [1][3] - 改革旨在推动新能源公平参与市场交易，促进高质量可持续发展 [3] 市场交易形式与机制 - 允许新能源项目报量报价直接参与交易，或聚合后参与市场交易 [1][3] - 项目可公平参与年度、月度及月内等周期的中长期市场交易 [1][3] - 鼓励发电企业与用户签订多年期购电协议或绿电交易协议，以管理风险并稳定供求 [1][3] - 推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场，现货市场差量结算调整为差价结算 [3] 可持续发展价格结算机制 - 在市场外建立差价结算机制，市场均价与机制电价的差额由电网企业开展差价结算 [4] - 2025年6月1日前并网的存量项目，电量规模衔接现行政策，机制电价不高于本市燃煤基准价 [4] - 2025年6月1日后并网的增量项目，机制电价通过自愿竞价形成，按报价从低到高确定，执行期限按回收投资平均期限确定 [4] - 已明确电价的海上风电等项目按现行政策执行，深远海风电等项目规定另行明确 [4] 政策实施与配套措施 - 电网企业需与新能源项目签订差价协议，建立或更新项目台账，优化结算流程并升级计量装置 [4] - 加强新能源交易价格监测，在价格异常波动时及时报告主管部门 [5] - 强化电力市场政策协同，修订市场规则，与绿证政策协同，机制内电量不重复获得绿证收益 [5] - 本通知试行至2026年底 [5]

新能源上网电价市场化改革 - 上海市发展和改革委员会发布通知，要求新能源上网电量全部参与市场交易 [1] - 2025年底前，上海市集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、生物质发电等新能源项目上网电量全部进入电力市场 [1] - 新能源上网电价将通过市场交易形成 [1]