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]

9月16日，宁夏发展改革委、西北能源监管局联合印发《自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方 案》的通知（以下简称《实施方案》），推动新能源上网电价全面由市场形成，并建立健全支持新能源 高质量发展的制度机制。 据悉，《实施方案》印发后，宁夏随后将印发竞价相关细则，对机制电价竞价组织、规则、流程等事项 进一步明确，确保相关工作顺利开展。首次竞价工作初步确定于10月份开展。（杜敏） 《实施方案》提到，建立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 或高于纳入机制的新能源电价水平（以下简称"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。2025年6月1日以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%；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%。机制电价为宁夏燃煤发电基准价 （0.2595元/千瓦时）。 责任编辑：于彤彤 《实施方案》明确，增量新能源项目机制电价通过统一竞价形成。综合考虑合理成本收益、绿色价值、 市场供需、用户承 ...

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]

国网上海市电力公司，上海电力交易中心，各有关经营主体： 新能源项目可报量报价直接参与市场交易，也可以聚合后参与市场交易，未直接或聚合参与市场交易 的，默认接受市场形成的价格。 据上海市发改委，上海市发展和改革委员会发布关于上海市贯彻落实新能源上网电价市场化改革有关事 项的通知，新能源上网电量全部参与市场交易。2025年底前，本市集中式光伏、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，通过市场交易形成上网电价。 通知提到，新能源项目可报量报价直接参与市场交易，也可以聚合后参与市场交易，未直接或聚合参与 市场交易的，默认接受市场形成的价格。 此外，通知称，健全中长期市场交易和价格机制。新能源项目公平参与本市年度、月度以及月内等周期 的中长期市场交易。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并 根据实际灵活调整。探索组织开展多年期交易。鼓励新能源发电企业与电力用户、绿电需求企业签订多 年期购电协议、多年期绿电交易协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。 关于上海市贯彻落实新能源上网电价市场化改革有关事项的通知 2.交易形式。新能源项目可报量报 ...

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]

新能源上网电价市场化改革 - 甘肃省推动所有新能源项目上网电量进入电力市场交易 包括集中式光伏 集中式风电 分布式光伏 分散式风电 光热发电等 上网电价通过市场交易形成 [1] - 新能源项目可报量报价参与交易或接受市场形成的价格 分布式光伏可作为独立市场主体或聚合后进入市场 未参与市场的分布式光伏默认接受现货市场月度加权平均价格 [1] 存量项目机制安排 - 2025年6月1日前投产的存量项目纳入机制电量规模为154亿千瓦时 机制电价为0.3078元/千瓦时 [2][3] - 执行期限按项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份较早者确定 全生命周期小时数无法确定的按投产满20年计算 [3] - 扶贫类 特许经营权类 分布式光伏 平价示范 光热发电项目上网电量全额纳入机制 分散式风电及特定项目按风电1800小时 光伏1160小时纳入机制 [3][4] - 剩余机制电量由其他存量项目按装机容量等比例分配 单个项目每年申报机制电量不得高于上一年规模 不参与申报视为放弃机制电量 [5] 增量项目机制设计 - 2025年6月1日起投产的增量项目机制电量规模根据非水电可再生能源消纳责任权重完成情况及用户承受能力动态调整 [7] - 单个项目申请机制电量不高于全部上网电量的80% 新能源企业在价格上下限内竞价 机制电价按入选项目最高报价确定但不得高于上限 [7] - 增量项目执行期限为12年 未按期投产项目可能取消竞价资格 每年10月底前组织次年竞价 9月底前公布电量规模及电价上下限 [8][9] 竞价主体资格 - 已投产项目需提供能源主管部门批准文件 核准备案文件 并网验收意见等材料 未投产项目需列入电力发展规划或专项规划 [10][11] - 分布式电源聚合商需为注册售电公司或虚拟电厂 需提交代理协议及被代理项目资料 同一项目在同一竞价场次仅能选择一家聚合商 [12] 机制电量计算 - 单个项目申报机制电量上限=装机容量×同类型电源上年度平均发电利用小时数×(1-自发自用电比例)×(1-厂用电率)×80% [14] - 自然人户用分布式光伏平均厂用电率取零 分布式电源聚合商需为每个代理项目单独申报机制电量 [15]

总体要求 - 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十届二中、三中全会精神，完善制度机制、强化管理举措、提升服务水平，为构建开放透明、规范有序、平等竞争、权责清晰、监管有力的电力市场准入管理体系提供支撑 [3] 完善制度规范，优化电力市场准入环境 - 优化资质许可管理制度，将分布式光伏、分散式风电、新型储能、智能微电网等新型经营主体纳入电力业务许可豁免范围，合理压减承装（修、试）电力设施许可等级，科学调整准入条件标准 [4] - 完善持证企业权利义务，健全许可证载明的权利义务，包括落实产业政策及电力规划，遵守项目核准（备案）制度要求，执行电力运营规则和价格政策，履行社会普遍服务义务，规范市场退出 [4] 依法强化监管，增强资质许可管理功效 - 加强发电类电力业务许可管理，新建发电机组应在完成启动试运行后3个月内（风电、光伏发电项目在并网后6个月内）取得电力业务许可证，关停的煤电机组应及时办理许可变更或注销手续 [5] - 强化输电类电力业务许可管理，持证输电企业主网架新建、改建输电线路或变电设施投入运营，以及终止运营的，应于每年二季度集中申请办理许可事项变更 [5] - 完善供电类电力业务许可管理，供电营业区的设立、变更由派出机构会同省级电力主管部门审查批准，办理时限最长不超过45个工作日 [6] - 保障增量配电企业许可权益，已取得电力业务许可证的增量配电企业依法享有所辖配电区域内配电网投资建设及经营管理权利，电网企业应公平无歧视提供电网互联服务 [6] - 加强承装（修、试）电力设施许可管理，对不符合许可条件的持证企业要求及时整改，整改后仍未达标的重新核定许可等级或依法注销许可证 [7] - 推动电网工程市场公平开放，电网企业要健全完善公平竞争制度措施，推动电网工程竞争性施工业务向各类符合条件的经营主体公平开放 [7] - 深化信用分级分类监管，根据电力行业公共信用评价结果，对持证企业实施差异化监管措施，依法实施守信激励和失信惩戒 [7] 提升服务水平，践行"高效办成一件事" - 强化许可服务数字赋能，优化资信系统智慧监管功能，实现许可申请关键信息的自动核对和筛查预警，全面推广许可电子证照应用和互通互认 [8] - 推进许可服务提质增效，确保全国范围内各类资质许可业务无差别、同标准、高效率"一网通办"，为大型风光基地、跨区域特高压输变电线路、系统支撑性电源等重大项目提供一站式"快优通道"许可办理服务 [8] 加强组织保障，推进工作落实 - 健全协调机制，国家能源局加强与相关部门在政策对接、信息共享、系统建设等方面的沟通协调，派出机构要健全完善与辖区内省级电力主管部门、电力企业及电力用户间的联系协同机制 [10] - 压实工作职责，国家能源局加强对资质许可管理的工作指导和效能评估，派出机构要依法依规开展事中事后监管，省级电力主管部门要做好增量配电业务配电区域划分工作 [10] - 加强工作监督，国家能源局电力业务资质管理中心要健全完善监督评价指标体系和许可审查工作依法合规情况抽查机制，派出机构要切实加强辖区资质许可管理的日常行政监督 [11]

电力业务资质许可管理优化 - 支持电力领域新模式、新业态创新发展，分布式光伏、分散式风电、新型储能、智能微电网等新型经营主体原则上纳入电力业务许可豁免范围 [1] - 合理压减承装（修、试）电力设施许可等级，科学调整准入条件标准，进一步激发经营主体活力 [1] 增量配电企业权益保障 - 已取得电力业务许可证（供电类）的增量配电企业依法享有配电区域内配电网投资建设及经营管理权利 [1] - 相关电网企业需公平无歧视提供电网互联服务，其他企业不得在已取得许可的增量配电区域内发展新用户 [1]

零碳园区建设指南核心观点 - 江苏省提出零碳园区建设框架，要求通过新型储能配置、微电网协同、能碳监管平台等技术手段实现园区碳中和目标 [1] - 文件适用于省级及以上开发区，要求3年内无重大安全环境事故，建设范围可为整体园区或"园中园" [10][15] - 提出7大类28项绩效指标，包括单位能耗碳排放<0.3tCO2/tce、非化石能源占比≥80%、光伏覆盖率≥75%等强制性指标 [31][34] 能源系统建设 - **储能配置**：要求在电网/电源/用户侧配置新型储能，容量≥日均用电量10%，支持多元化技术应用 [1][20][31] - **微电网发展**：推动数字化微电网建设，实现新能源/负荷/储能聚合调控，与主网分层分级协同运行 [1][20] - **绿电供应**：要求可再生电力消费占比≥70%（含绿证），开发分布式光伏/风电，推进电能替代和绿证交易 [19][20][31] 基础设施要求 - **建筑标准**：新建公共建筑需达二星级绿色标准，超低能耗建筑面积≥3万㎡，推广光伏建材/热泵技术 [21][31] - **交通体系**：新增车辆100%使用新能源，布局充换电/加氢站，建设智慧路灯等辅助设施 [21][31] - **数字基建**：数据中心PUE需优于国家要求，通过水冷/余热回收等技术实现节能 [21] 产业运营管理 - **企业要求**：规上企业100%完成清洁生产审核，50%以上开展碳足迹认证，80%披露环境信息 [24][31][34] - **技术创新**：鼓励CCUS/BECCS技术应用，探索绿氢制备/燃料电池等场景，研发经费投入强度≥4% [28][29][34] - **监管平台**：建设能碳监管系统集成电/热/冷等多维数据，实现实时监测和碳排放溯源 [1][26] 循环经济措施 - **资源利用**：要求工业固废利用率≥80%，余热利用率≥50%，推动中水回用和伴生资源综合利用 [25][31] - **产业链协同**：通过延链补链形成闭环物料流，建立绿色供应链管理体系，培育绿色工厂占比≥30% [23][24][31] 政策实施机制 - **评价体系**：将指标分为强制类（一类）、参考类（二类）和激励类（三类），实施分级考核 [34] - **服务支撑**：构建一体化低碳服务平台，提供碳资产/绿电交易等服务，与省级系统互联互通 [27]

政策法规 - 《北京市可再生能源开发利用条例》表决通过并将于5月1日起施行 适用于太阳能、地热能、风能、水能、生物质能、空气能等可再生能源开发利用及管理活动 [1] - 要求推进建设四大类可再生能源发电项目：分布式光伏发电项目、未利用地集中式光伏发电项目、分散式风电项目及其他符合条件的发电项目 [1] - 要求科学布局可再生能源制氢与加氢基础设施 拓展氢能在发电、供热及交通领域应用 [1] 产业发展 - 鼓励可再生能源领域新材料研发与推广应用 支持完善上下游产业链和供应链建设 [2] - 已形成昌平能源谷、大兴国际氢能示范区等产业集聚地 需加强专业技术宣传培训与行为规范引导 [2] 能源管理 - 落实非化石能源不纳入能源消耗总量和强度双控要求 逐步衔接碳排放双控制度 [1] - 重点用能单位、重点碳排放单位及示范区需提升可再生能源消费水平 推动实现能源消费比重目标 [1]