我国分布式能源发电现状、问题与政策建议

一 引言

近年来，随着全球经济社会不断发展，能源需求出现持续高速的增长，由于受到以化石燃料为主的能源利用方式的影响，能源资源短缺、环境污染以及气候变化问题日益突出。我国能源利用结构较为单一，长期以来以煤炭等化石燃料为主，限制了我国社会经济的可持续发展。环境污染与能源资源不足等问题迫使我国必须进行能源结构战略转型。从国际能源市场演进趋势看，世界各国正在积极缔约以减少污染气体和温室气体的排放，基于自身资源条件和经济发展目标，不断推进能源生产、技术与消费革命创新，积极推进风能与太阳能等可再生能源的开发与利用。作为大电源与大型能源基地的良好补充，以风能、太阳能和生物燃料等可再生能源投入为代表的分布式能源发电，能够实现能源利用方式的优化、缓解环境压力和促进经济发展等多元目标，是世界能源与电力技术多元化创新的重要方向，已经在国外许多国家得到推广和应用，并成为能源结构战略性调整的重要方向。

当前，我国能源开发利用面临两个主要矛盾：一是传统能源日渐枯竭与能源利用效率低下的矛盾；二是以煤为主的能源结构与环境压力持续增大的矛盾。目前要在能源与环境硬约束的现实条件下，确保新型城镇化和工业化进程的不断推进，这对能源资源规划、开发和利用提出了更严峻的挑战。如何科学合理地实现能源资源利用的科学合理规划，促进经济社会的可持续发展，成为当前我国必须要面对和完成的重大战略任务。

2013年11月，中共十八届三中全会通过了《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》。该决定强调，要深化改革，注重改革的系统性、整体性与协同性，加快发展社会主义市场经济，并提出要加快建设生态文明制度，健全资源节约利用与生态环境保护的体制机制，推动人与自然和谐发展的新格局。2014年5月，李克强总理主持召开国务院能源领导小组会议。同年6月13日，习近平总书记主持中央财经领导小组第六次会议，特别提出面对能源供需格局新变化、国际能源发展新趋势，保障国家能源安全，必须推动能源生产、消费与技术革命。中国政府的能源政策导向，明确了未来中国电力产业与市场发展要摆脱传统思维束缚，向市场化方向演进。绿色能源与电力经济发展模式、科学合理的价格形成机制与政策协调机制，将成为中国在国际竞争加剧、资源与生态环境硬约束条件下，确保提高电力能源安全效率的理性选择，这完全符合国际上能源与电力产业发展的趋势。

分布式发电具有高效、节能、环保、灵活等特点，促进分布式发电投资建设，是有效化解以上两个方面矛盾的重要途径。当前，积极发展分布式发电，促进我国能源供应方式的调整和转变，已引起社会各界的广泛关注。从能源供应角度看，分布式能源发电是一场能源供应革命，能够减少能源供应成本，实现能源供应渠道多元化，确保能源供应安全和价格安全。从能源技术角度看，分布式能源发电是一场能源技术革命，能够提高能源利用效率，降低能源传输风险，实现能源供应安全。从能源消费角度看，分布式能源发电是一场能源需求革命，符合新型城镇化的智能绿色节约发展模式，能够提高终端需求响应度，真正与市场需求接轨。可见，发展分布式能源是顺应国际能源与电力产业发展规律的。对确保我国能源供应安全，降低能源供应成本，增加电力用户的选择权，促进电力市场改革推进和城镇新能源体系转型，以及提高社会福利水平，实现经济可持续发展，有着极其重要的意义。

20世纪90年代以来，由于燃气技术和机组性能不断提高，冷热电三联供系统在英国、德国、美国、日本等国家迅速发展起来，如在英国波罗的海当代艺术中心就得到很好应用。国外相关文献指出，分布式能源系统最主要的作用是可以提高能源利用效率，并对分布式能源系统的不同利用方式进行了比较研究，以及采用相关经济模型给出了量化分析。如Joel等研究者针对实际情况，分析了热电联产和热电分产方案的电力系统特点，并提出了适用性更强的新能源利用方案。Jarmo等研究者考虑生产单元、厂址、热量传送和存储及输送管道的设计等影响因素，以年度固定投资综合成本和运作成本最优化为目标，构建了混合整数规划（MILP）模型。G.G.Aidment等人的研究则表明，为了促进节能减排以及保护环境，分布式能源可以从小规模发展到为居民用户、工业和商业提供持续可靠的电力。

为提高能源利用率以及热能综合利用率，我国政府也相继出台了多项指导意见和政策，以支持热、电、冷联产技术以及热、电、煤气联供系统，鼓励冷热电联供系统在有条件的地区推广。如2012年9月，国家能源局连续出台了《太阳能发电发展“十二五”规划》和《关于申报分布式光伏发电规模化应用示范区通知》，明确了分布式发电大规模应用路线，提出要建立分布式光伏发电非歧视与无障碍并网机制，要对分布式能源发电项目执行补贴政策，并要求各省市支持分布式光伏发电示范区建设，调动多方积极性，全面推进分布式能源发展与规模化应用。

随着分布式发电技术水平的不断提高和成本的逐渐降低，在电力系统安装中分布式发电机比例逐年增加，这将对电力系统规划、维护和运行等方面造成诸多影响，主要包括：①由于分布式发电（DG）本身出力的随机性和间歇性，接入电网后，可能会影响到负荷的准确预测和发电计划调整。②不同类型DG和不同的DG联网方式可导致不同程度的谐波畸变以及系统电压不稳定，影响电力运行效率。③大规模接入DG可能会影响系统暂态稳定，威胁到系统的安全运行。

二 分布式能源发电的概念与技术特点

（一）分布式能源发电的概念

分布式能源发电是指那些设置在用户侧，利用化石能源或可再生能源进行供能，所生产的能源就地消纳使用，实现能源梯级综合利用系统的总称。一般来讲，分布式能源发电的一次能源投入主要以天然气等气体燃料为主，可再生能源为辅；二次能源投入以冷热电联供为主，其他中央能源供应系统为辅。分布式能源发电可为那些不适合建设集中电站的区域、系统以及输电网末端用户提供电力服务。其主要特点是可以通过能源梯级利用，提高能源利用效率，满足用户对冷、热能和电的需求，具有输送损失低、节能环保等优点，有助于实现能源体系的多元清洁化利用。

由于分布式能源利用主要是用于发电，所以，本文主要对分布式能源发电或分布式发电（Distributed generation，DG）进行分析。从具体技术标准角度看，各国对分布式发电的标准与定义尚未完全统一。学者、研究机构及电力协会，从容量、位置与接网标准方面，对分布式能源发电给出了不同的定义，如表1所示。

表1 分布式能源发电的不同定义

在上述基础上，可以给出定义：分布式发电是指靠近负荷中心，容量在1千瓦至100兆瓦之间，一般与配网连接，并为配网提供支持的发电机组。分布式发电既可以单独发电（即独立运行）满足局部的用户需求，又可以和传统电网互联（即并网运行）使用，为传统电力系统中的其他部分提供电能。分布式发电技术可以使用化石燃料、可再生能源或者余热发电。

（二）分布式能源发电技术的分类、特点与优势

1.分布式能源发电技术分类

按照分布式发电技术分类，可分为两种类型：采用传统发电技术的分布式电源和采用非传统发电技术的分布式电源，如图1所示。

图1 分布式发电技术类型划分

2.分布式能源发电技术特点

（1）分布式热电联产技术

以微型原动机（如燃气轮机、内燃机、柴油机等）带动的热电联产项目是传统发电技术下的分布式发电，主要是以燃油与天然气为燃料基础。能源利用方式主要表现为三种形式：一是采用柴油机或蒸汽轮机的热电联产形式；二是采用燃气轮机和内燃机的热电联产形式；三是采用单一的燃油发电形式。

（2）分布式风力发电

由于风电的随机性和间歇性，分布式风力发电一般采用风力发电、太阳能发电与柴油机发电等组合式发电系统。随着风电技术水平的提高，分布式能源风力发电迅速发展。近年来，风电和光伏互补发电系统受到世界关注，“风光互补”是未来的发展方向。

（3）分布式光伏发电

含有光伏发电的分布式发电系统主要有两种结构：一种是直流母线分布式光伏发电系统，其特点是各发电单元、储能设备和用电负载都并联在公共直流母线上；另一种结构是交流母线分布式光伏发电系统，特点是各发电单元和用电负载都与主干网并联。

（4）小水电

小水电即小型水电站的简称，总装机容量在5万千瓦及以下，是目前我国新能源利用中最为普及的一种发电方式，技术上也已经达到国际先进水平。小水电优点众多：一是由于小水电接近用户，输变电设备简单，线路输电损失小；二是基建投资小，小水电建设工程简单，而且工期较短；三是小水电建设对环境和生态等方面的综合负面影响相对较低。

（5）生物质发电

生物质发电是将生物质所具有的生物质能转换为电能，包括直接燃烧发电（农林废弃物、垃圾焚烧）与气化发电（农林废弃物、垃圾填埋气发电与沼气发电）。作为唯一可转化气、液、固三种形态燃料并具有双向清洁作用的可再生资源，生物质受到世界多数国家关注，各国都在进行产业化利用。

3.分布式能源发电的优势

（1）能源利用效率高

分布式能源系统一般安装在负荷端，这减少了输配电线路的建设，从而能够降低输配电线路损失并提高能源利用效率。此外，利用供电产生的余热可为用户提供制热、制冷服务，能源的利用效率可高达80%以上。

（2）为可再生能源的利用开辟了新的途径

可再生能源自身的特点导致集中化、规模化使用难以实现，如果采用梯级利用方式，可解决可再生能源利用能流密度较低与过度分散的难题。

（3）对环境的污染小

由于分布式能源系统采用天然气作为燃料或以氢气、太阳能、风能与生物质能为能源，可减少有害物的排放总量。如二氧化硫和固体废弃物排放几乎为零，总悬浮微粒会减少95%左右，氮氧化物排放会减少80%，二氧化碳排放会减少50%以上。就近供电，将避免不必要的电力远距离输送，降低输配损耗和电磁污染。

21世纪，传统化石能源供应不足与国家可持续发展战略有着无法调解的矛盾，在这一严峻形势下，新能源利用被提上日程。作为可再生能源发电方式，分布式能源发电不但可以改善现有能源消费结构，降低对非可再生资源的依存度，促进能源经济持续发展，而且有利于环境保护与高效利用资源。可以说，分布式能源是缓解我国能源紧张局面与保证可持续发展战略实施的有效途径之一，发展潜力十分巨大。

三 我国分布式能源发电产业发展现状与相关政策

分布式能源发电在我国已有10余年的发展历史，早在1997年的《中华人民共和国节约能源法》中，就提出要发展“热、电、煤气三联供技术”，之后，各部门又相继颁布了一系列相关政策，到2007年，国家发改委发布了《能源发展“十一五”规划》，正式将发展分布式供能列为“十一五”重点发展的前沿技术，分布式能源在我国能源利用发展中开始受到更多重视。

近年来，中国政府大力支持可再生能源的发展，《可再生能源发展“十二五”规划》中，明确了到2020年我国可再生能源的发展目标与战略布局，各类可再生能源装机的目标如图2所示。分布式可再生能源发电市场潜力可观，据相关报告预测，我国分布式发电市场（包括分布式光伏发电、分布式风电、小水电、生物质发电与中小型煤层气）发电潜力达到900吉瓦。该规划还指出，要在“十二五”期间，建设30个新能源微电网示范工程、100个新能源示范城市以及200个绿色能源示范县，并建立适应太阳能等分布式发电的电网技术支撑体系和管理体制^[1]。近期，更是出台了许多相关政策和指导意见，如《关于发展天然气分布式能源的指导意见》等，积极推动了分布式能源的大规模发展。

图2 2020年可再生能源装机规划

此外，在技术层面，2011年国家能源局批准成立“国家能源分布式能源技术研发中心”，该中心主要是在分布式能源标准体系建设、燃气动力及可再生能源供能技术、余热利用技术、系统集成与检测技术、蓄能及变工况技术与智能电网技术等方面，开展系统化研究和进行关键技术攻关，包括建设国家级分布式能源公共数据库和信息服务中心、搭建国家级的公共研发与试验测试平台、推动我国分布式能源自主创新能力建设和技术进步等，为分布式能源产业发展提供有力的技术支持。

（一）分布式能源发电现状

（1）分布式风力发电

近年来，我国风电产业呈现迅猛发展态势。2011年，不含港、澳、台地区，中国全年新增风电装机容量17.63吉瓦，全国累计装机容量62.36吉瓦，新兴市场如广西、贵州、陕西、河南、天津、云南与安徽等省份的风电装机，与2010年相比实现了翻番；沿海新兴市场如山东、江苏、广东、福建风电装机超过百万千瓦。2013年，全国累计风电装机容量91413兆瓦，新增装机容量16089兆瓦，与2012年相比增加了3130兆瓦。风电装机总量增速开始呈现企稳回升态势，在全球风电装机容量中排名第一。2013年，全国新增风电并网容量达14490兆瓦，累计并网容量达77160兆瓦。全国风力发电量达134.9太瓦时，是继火电、水电之后的第三大电源。

截至2013年底，全国累计核准风电项目容量137.65吉瓦。其中，2013年全国新核准413个风电项目，新增核准容量30.95吉瓦。至2013年底，全国共有16个省份风电累计并网容量超过1吉瓦。其中，内蒙古并网容量达18.33吉瓦，居全国之首，河北和甘肃分别以并网7.75吉瓦和7.03吉瓦居第二位、第三位。华北、东北、西北地区风电并网容量约占全国风电并网容量的83.6%。

2013年，我国风力发电量约占全国总发电量的2.5%，与火电高居78.5%的比例相比还非常低，“弃风”问题仍然广泛存在。2013年，全国“弃风”损失达16.2太瓦时，与2012年的20太瓦时相比，形势有所好转。对于近年来日益受到重视的风电并网与消纳问题，国家能源局发布的《能源行业加强大气污染防治工作方案》中提出，要采用安全、高效、经济先进的输电技术，推进12条电力外输通道，进一步扩大北电南送、西电东送规模。

依照“十二五”规划，截至2015年底，我国风电装机容量将达到1亿千瓦。其中，海上风电将达到500万千瓦，而分布式风电装机容量将达到3000万千瓦，这将为分布式风电产业发展带来机遇。但与国内大型风电项目的主流开发模式相比，分布式风电产业发展在并网技术、投资成本控制和政策规范等方面都存在许多不足之处，其独立运行供电系统很难全天候地提供连续稳定的能量输出，随机性强，难以控制。

（2）分布式光伏发电

分布式光伏发电特指利用光伏发电技术将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统，主要是离网式或者“就地消费、自发自用”模式。具体发电形式包括鱼塘光伏、大棚光伏与菜地光伏等。共同技术特点是分散式、小型化、无需大电网系统协调配合，最契合光伏发电的技术特点，相对于其他能源具有很大优势。从经济特点上看，一是太阳能资源分布广泛，发电成本低廉；二是就地利用模式基本不涉及并网问题，节约了电网建设投资与电能运输费用。因此，分布式光伏发电具有较好的经济效益和环境效益。

截至2011年底，在全国3.6吉瓦的光伏发电总装机中，分布式光伏发电装机规模只有0.2吉瓦左右。随着我国对光伏电站发展的支持额度的扩大，预计2014年底装机总量将达到约10吉瓦，其中分布式光伏将占4吉瓦。由于分布式光伏发电目前享受了标杆电价等优惠政策，投资开发商对具备相对规模优势的大棚光伏与鱼塘光伏投资热情高，其市场开发潜力较大。

按照我国《太阳能发电发展“十二五”规划》对装机容量目标给予的明确规定：到2015年底，我国太阳能发电装机容量将达到21吉瓦以上。至2020年，装机达到5000万千瓦规模，太阳能热利用累计集热面积需达到8亿平方米。5年中，新增的21吉瓦光伏发电装机规模，将主要集中在分布式光伏发电和光伏电站建设两个领域，并网与离网模式的分布式光伏发电系统安装容量将达到1000万千瓦。^[2]随着国家和地方政府不断完善关于分布式光伏发电的政策，简化光伏发电并网流程，光伏组件制造成本的不断降低以及金融贷款政策的逐渐放宽，国内分布式光伏应用，包括家庭分布式光伏发电市场前景非常广阔。

（3）小水电

近年来，随着国家出台相关小水电优惠政策，我国出现了投资建设小水电站的热潮。至2012年底，已并网和投产的分布式小水电电站共有1.56万个，装机容量达到3436万千瓦。其中，分布式水电为2376万千瓦，居世界第一位。目前，我国小水电遍布全国1/2的地域与1/3的县市，累计解决了3亿多无电人口的用电问题。

“十二五”时期，我国将开工建设水电共计1.6亿千瓦。其中，抽水蓄能电站达到4000万千瓦，新增水电装机容量为7400万千瓦，新增小水电和抽水蓄能电站分别为1000万千瓦和1300万千瓦。至2015年，全国水电装机容量将达到2.9亿千瓦。其中，常规水电为2.6亿千瓦，抽水蓄能电站为3000万千瓦。已建成的常规水电装机容量，将占全国技术上可开发装机容量的48%。从区域分布看，东部、西部以及中部地区的水电新增装机容量，如表2所示^[3]。

表2 “十二五”期间新增水电装机容量

虽然小水电产业发展在许多地区都受到了重视，但依然存在诸多问题。一是小水电开发受到资源总量的限制。我国小水电资源量约为1.8亿千瓦，可开发量为1.28亿千瓦，目前已开发量约占20%，预计2030年将开发完毕。二是受区域水资源供给不平衡的约束，小水电将会呈现区域非平衡式发展。在缺水的西部和北部地区，小水电开发受到资源约束。三是由于价格机制不灵活，以及盲目发展和无序竞争，小水电赢利难度不断加大。“十一五”以来，小水电内部收益率已由10%降至6%左右，云南、四川、福建等小水电聚集地区的情况很不乐观，不少电站处于严重亏损状态，对后期开发造成了负面影响。

（4）生物质发电

生物质能分布式发电形式与当地生物质特点密切相关。如在粮棉主产区，生物质发电主要采用农作物秸秆、蔗渣以及粮食等加工剩余物作为燃料；在重点林区，主要利用剩余物、速生林资源和抚育间伐资源直燃发电，剩余物主要包括采伐剩余物、加工剩余物和造材剩余物；在工业园区，利用生物质发电产生的余热为工业园区供暖，实行生物质热电联产；在城市区，则主要发展城市垃圾焚烧、填埋气发电形式，工业有机废水治理和城市生活污水处理等沼气发电形式；在农村的发展重点是加快畜禽养殖废弃物处理沼气发电的发展。

目前，我国分布式生物质发电发展较快的区域是华东地区，至2009年底，华东地区的生物质能装机容量占全国的49%；接下来是中南地区、东北地区与华北地区。据不完全统计，至2010年6月底，我国中央与地方政府核准的生物质发电项目累计逾170个，实现了并网发电的生物质发电项目超过50个，总装机规模为5500兆瓦。目前，我国建成、在建和正在报批的垃圾发电厂已达140多座。

近年来，我国生物质能利用技术取得了明显进展。厌氧发酵过程微生物调控，沼气工业化利用，秸秆类资源高效生物降解、高值化转化为液体燃料等关键技术取得突破性进展，但与国际先进水平相比，核心技术、关键设备与装备研制、技术集成与产业化规模等方面仍有差距。《生物质能源“十二五”发展规划》提出：2015年底，生物质发电装机将在2010年550万千瓦的基础上增长1.36倍，达到1300万千瓦；到2020年，在2010年底装机容量的基础上增长4.45倍，将达到3000万千瓦。农林生物质发电将达800万千瓦，沼气发电将达到200万千瓦，垃圾焚烧发电将达到300万千瓦。可以说，生物质能源作为战略性新兴产业正迎来其发展的黄金阶段。

（二）相关法律与支持政策

自1998年以来，为鼓励分布式能源发展，我国国家和地方陆续推出了一系列政策，支持、鼓励与促进分布式能源发展，对分布式发电起到了非常重要的支持和指导性作用。在2010年之前，政策扶持方向和重点主要是传统分布式能源，即热电联产；内容主要涉及规划方向与技术规范。2011年之后，更强调可再生分布式能源的利用，促进可再生分布式发电，内容开始趋向细化，涉及不同分类的规划方向、并网技术、进入与价格监管、激励机制和财税扶持政策等，颁布主体也开始多元化，不仅包括国务院、国家发改委、能源局与财政部，还涉及科技部、城建部、各级地方政府与电网公司等。

1.早期政策（1998～2010年）

1998年，《中华人民共和国节约能源法》实施。为提高能源利用效率，《能源法》明确提出我国鼓励热电联产和集中供热项目建设，提高热能综合利用率。发电企业应当积极响应节能发电调度管理的规定，优先安排使用余热余压发电的机制、符合条件的热电机组和其他符合规定的能源综合利用机组等并网运行。从此，我国发展热电联产有了法律依据。

2000年，经过国家环保总局、建设部、国家经济贸易委员会和国家发展计划委员会研讨，颁布《关于发展热电联产的规定》。鼓励发展和推广热电联产与集中供热，全面系统提出发展热电联产的政策性技术措施。

2006年，国务院出台了《国家中长期科学和技术发展规划纲要》。该规划纲要明确提出分布式能源系统可以为用户提供灵活、高效的综合能源服务，要加快冷热电联产综合技术、储能技术和能源转换技术等重点技术的研发，主要推广利用传统化石能源和可再生能源为互补的分布式能源供能系统。

2007年4月，国家发展和改革委员会制定了《能源发展“十一五”规划》。提出：一是要全国范围内推广冷热电联产、热电联产和热电煤气多联供系统。不同地区推广路径有所不同，如采暖负荷集中地区，建设30万千瓦等级高效环保热电联产机组；工业热负荷为主地区则是建设以热力为主的背压机组。二是明确了“十一五”重点发展的前沿技术，包括微小型燃气轮机、新型热力循环、终端能源转换、储能与热电冷系统综合技术等。

2010年，住房和城乡建设部发布了《燃气冷热电三联供工程技术规程》，为建立安全的燃气冷热电三联供系统，规范工程的建设和管理，以及提高分布式能源综合利用效率提供了行业标准。

2010年5月，《国务院关于鼓励和引导民间投资健康发展的若干意见》文件颁布。鼓励民间资本以参股、控股或独资形式参与水电站和火电站的建设，核电站是参股建设；还提出要加快电力市场改革，进一步放开电力市场，积极推动电价改革，加快推进电力“竞价上网”，进一步完善电力监管制度等。

2010年7月，国家发改委发布了《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》，确定了生物质发电的统一执行标杆上网电价为每千瓦时0.75元，利用有利的价格手段促进了生物质发电产业发展。

2.近期政策（2011年至今）

为了缓解能源供应矛盾，加大可再生能源的有效利用，国家在2011年后加大了政策支持力度，颁布了一系列相关政策，确定了分布式能源发展规划、方向以及分类指导意见，进一步促进了分布式能源产业的发展。

2011年10月，《关于发展天然气分布式能源的指导意见》由国家发改委颁布。该《意见》明确指出，中央财政应对天然气分布式能源给予支持，对相关项目给予一定的投资奖励或贴息。以合同能源管理方式实施而且符合政策的天然气分布式能源项目，可享受相关税收优惠。各地和电网企业应加强配电网建设，以解决天然气分布式能源并网和上网问题。这是迄今为止国家支持分布式能源性质最明确的政策性文件，该文件对天然气分布式能源的内涵和外延给出了严格规定，对指导分布式能源发展具有重大意义。

2011年，国家能源局颁布了《分散式接入风电项目开发建设指导意见》，指出在不影响电网安全稳定运行的前提下，合理科学地确定分散式接入风电项目装机容量的上限。而且，电网企业必须保障风电项目的并网运行、电量计算和所发电量的全额收购，以此推进分散式风电项目并网。

2012年2月，《太阳能光伏产业“十二五”发展规划》发布。该规划不仅对光伏系统、光伏组件与光伏发电成本提出了规划，还提出了“十二五”时期的主要任务之一，即积极推广小型光伏系统、分布式光伏电站、光伏建筑一体化（BIPV）系统、以光伏为主的多能互补系统和离网应用系统的建设，加快光伏产品的研发，支持光伏项目在农业、建筑以及交通的应用建设。

2012年2月，由国家能源局新能源司发布了《可再生能源电力配额管理办法》。该《办法》指出要明确发电企业、电网公司与地方政府三大主体的责任，强制要求发电企业承担可再生能源发电义务，电网公司承担购电义务，电力消费者具有使用可再生能源电力义务，逐步建立可再生能源配额制度，促进可再生能源产业的长足发展。

2012年3月5日，十一届全国人民代表大会第五次会议召开，温家宝总理发表《政府工作报告》，指出加快转变经济发展方式，调整能源消费结构，合理用能，积极推进智能电网和分布式能源的发展，实施合同能源管理、政府节能采购、节能发电调度等管理方式。这预示着分布式能源发展成为我国经济发展方式转变工作中的重要环节。随后国务院、发改委、能源局等各部门发布了分布式能源相关细化措施，从资源评价、综合规划、项目建设管理、政策保障、电价政策、电网接入与运行管理等方面进行了细化规定，大大促进了分布式能源产业的发展。

2012年4月，《风力发电科技发展“十二五”专项规划》和《太阳能发电科技发展“十二五”专项规划》由科技部正式发布，提出了要突破太阳能和风电分布式发电技术。这两项规划为我国“十二五”期间的太阳能发电和风电的科技发展与产业化路线指明了方向。

2012年7月，国家能源局颁布了《国家能源局关于新能源示范城市和产业园区的通知》。该《通知》提出，要在城市促进各类可再生能源及技术推广应用，新能源示范城市建设的重点内容是推进太阳能热利用和分布式太阳能光伏发电系统建设。

2012年9月，国家能源局正式发布《太阳能发电发展“十二五”规划》。该《规划》提出了分布式发电大规模应用的系统化思路，提出要对自发自用为主的分布式光伏发电系统，形成非歧视和无障碍并网管理机制，调动地方政府、电网企业和用户的积极性，全方位推进分布式能源发展。

2012年9月，国家能源局正式公布《关于申报分布式光伏发电规模化应用示范区通知》，提出实行单位电量定额补贴政策，对自发自用和多余电量上网实行统一补贴标准，要求电网企业配合示范区分布式光伏发电建设项目并提供相关服务，积极推进分布式光伏发电的规模化应用，鼓励各省市支持分布式光伏发电示范区建设。

2012年10月，国家电网出台了《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见（暂行）》，给出了分布式光伏发电项目接入电网的一系列规定，包括：免费为业主提供接入系统方案制定、并网检测、调试等全过程服务；分布式光伏发电项目免收系统备用费；允许富余电力上网；电网企业依据国家政策，全额收购富余电力以及上、下网电量要推行分开结算制度。此外，还确定了分布式光伏界定标准及适用范围等。

2012年12月26日，国家电网出台了《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》。该《意见》再次强调对分布式光伏发电并网的支持，并承诺全额收购富余电力；6兆瓦以下免收接入费用；分布式光伏发电项目免收系统备用费；并网权限明确下放到地市公司；并网流程办理周期约45个工作日；分布式光伏接入带来的电网改造和接入电网的接网工程由国家电网承担等便民优惠措施。这些措施大大简化了分布式光伏电站并网的时间、减少并网费用，为开启国内光伏市场最大限度地扫清了障碍。

2013年1月，国务院发布了《能源发展“十二五”规划》。明确提出，要在“十二五”期间，综合利用传统能源和可再生能源，协调发展集中供能系统和分布式能源系统。

2013年2月27日，国家电网公司发布了《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》。该《意见》就分布式电源优化并网流程、提供优惠并网条件、简化并网手续、加强配套电网建设等方面做出规定。这是继其2012年出台的《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》后的一项重大举措，对推动分布式能源大规模发展起到一定作用。

2013年7月，国务院出台了《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》。该《意见》提出，必须要大力开拓分布式光伏发电市场，按照发电量补贴，简化电网接入流程，完善建设管理制度。我国光伏产业发展目标设定为年均新增1000万千瓦左右，到2015年光伏总装机容量达到3500万千瓦以上。

2013年8月，财政部正式发布《关于分布式发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》，要求国家应对分布式光伏发电项目按照电量提供补贴，通过电网企业将补贴资金转付给项目实施单位。

2013年8月，国家发改委出台了《分布式发电管理办法》。指出要通过资金补贴、余电上网以及赋予投资方电网设施产权等措施，鼓励私人部门投资建设和运营分布式发电项目，明确分布式发电项目的建设管理办法、电网接入规范与技术标准等。该《办法》的发布有利于扫清我国分布式发电发展障碍，为分布式发电的大规模投资建设营造了良好的政策环境。

2013年8月，国家发改委又发布了《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》。明确提出，要对分布式光伏项目，以0.42元/千瓦时（含税）的电量补贴标准给予全电量补贴，并按照当地燃煤机组标杆上网电价收购上网电量。

2013年11月，《国家能源局关于印发分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》发布，提出对我国分布式光伏发电项目实施统一规模管理和项目审批备案制。此外，在相对独立的供电区，如经济开发区内，分布式光伏发电的余电上网部分可直接出售给该供电区的其他电力用户。

2014年9月，国家能源局发布了《进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》，鼓励开展多种形式的分布式光伏发电应用，包括率先在具备条件的建筑屋顶、大型工商企业和开发区开展光伏项目建设，鼓励在火车站（含高铁站）与飞机场航站楼等公共设施系统推广光伏发电。

四 存在的问题

我国分布式发电产业已初具雏形，政府政策对其发展起到了一定的支持作用。但是，由于受到电网运行机制限制，技术标准体系尚不健全，市场机制作用弱化，产业发展对政策依赖性过强，政策实施范围具有局限性与不完全性，政策跟进完善度不足与协调机制不完善等影响，我国分布式能源产业发展仍然受到较大制约。具体而言，面临的问题如下。

（一）法律制度层面，未能为分布式能源提供基础性法律支持

我国现行的《电力法》规定，“一个供电营业区内只能设立一个供电营业机构”，分布式电站所发电能，必须经过专控电网才能到达用户，这直接导致分布式发电项目、微网建设与设备的产权保护和运营维护均受到制度限制，纷争诸多，建设成本与交易成本增加，不仅使其赢利水平受到影响，而且无法为分布式能源产业发展提供基础的制度环境保障。比如，修改后的《中华人民共和国可再生能源法》把“全额收购”修改为“全额保障性收购”，但电网方和发电方对“保障性”的理解差异很大，而实施细则迟迟没有出台，导致企业无法科学合理进行生产运营，管制机构的核查监督也难以进行。可见，电力与能源基础法律的权威解释和制度支持缺失，对分布式发电产业的可持续发展形成了重大阻碍。

（二）电力体制与市场化改革不充分，未能为分布式能源产业发展培育良好市场环境

目前我国的电力体制与电力市场化改革还未能完全深入推进，仅仅实现了厂网分开，发电侧竞价、大用户直供与输配电价的改革也仅处于初期试点阶段，输配分开、售电侧市场化、交易独立与调度独立等电力改革需要更多制度安排与实践经验才有可能推进，尚有待时日。分布式能源要发挥其高效的特点，往往不但需要不同类型的一次能源投入与相互补充，如光能、风能与天然气，而且需要冷、热、电二次能源投入的联合供应，更需要与用户冷、热、电负荷的动态匹配。这就要求电网调度能够按照环境、经济与技术原则科学合理地为其分配电力负荷，要求电网输配服务与电力调度体系的独立、公平、开放。在目前体制下，分布式能源发电对电网运营和电网收入将带来负面影响，必将导致分布式电源接入与上网销售方面存在较多阻力。因此，滞后的电力体制与市场化改革，也致使分布式能源产业的发展受限。

（三）产业政策存在诸多问题，不利于分布式发电产业的规模化发展

分布式能源政策在制定和实施过程中，还存在部分政府观念认识不足，配套制度缺乏细化，激励与协调机制尚需完善、执行力不足，政策不系统、不全面等问题，导致政策效果不尽合理，限制了分布式发电的规模化建设和科学发展。其一，各级政府对分布式能源概念、系统与发展缺乏了解，对政策理解不一致，适用标准不统一。其二，分布式能源审批制度严格且烦琐，项目建设的政府主管部门审批和电网公司的并网接入申请审批的手续复杂。其三，虽然目前出台的分布式发电相关政策很多，但大量配套实施细则尚未及时出台，如接网费用与备用容量费用标准、电量收购标准、电价制度等相关细节解释不足，导致利益双方理解偏差与实际执行力度不足等。其四，分布式能源投资建设与城市战略规划存在许多不协调之处，而且，目前尚未明确建立能源投资与城市战略的统一规划和协调机制，为向智慧城市发展造成了潜在障碍。其五，投资运营主体界定、鼓励和补贴政策等方面仍然存在较多问题，投资运营主体界定不明确。以上问题均不同程度地阻碍了分布式发电的顺利接网、规模化建设、经济运行与可持续发展。

（四）分布式能源项目投资吸引力不足

目前，我国分布式能源的关键设备仍需依赖进口，高额的设备成本及其进口税费导致投资成本增加。与燃煤发电机组相比，天然气价格较高，使得燃气分布式能源的经济性缺乏竞争力。可再生能源分布式发电规模经济效应小，投资商包括风险投资者对国家政策前景与产业持续性预期不明朗，导致投资激励和力度不足。

（五）分布式发电并网技术复杂与缺乏相关技术标准，束缚了产业进步步伐

与规模化能源利用及电力消费相比，分布式能源发电项目直接与众多终端用户用电相连，能源利用模式和用户消费模式更加多元化、多变化与复杂化，使得分布式发电并网技术创新更加复杂，即在并网或输配技术服务要求上，与以往倡导的特高压、长距离、大负荷的智能电网接入与输配服务要求有很大差异，这就要求对现有智能化电网相关设备进行调整、改造及升级，推广智能微网的信息技术与管理技术创新。但技术创新过程的时间、投入、风险、成本与效益的不确定性、复杂性和长期性，均有可能导致分布式能源系统接入后电网故障风险概率上升、成本上升、收益不稳定，这也进一步限制了分布式能源系统的发展。

此外，缺乏相关技术标准也是造成分布式能源并网困难，产业发展受阻的原因之一。分布式电源接入电网技术标准需要充分考虑分布式电源系统的技术特征，以确保电力系统安全稳定运行，如必须建立并网特性测试、并网运行控制、监控系统、监控设备与微网运行相关信息技术等一系列标准体系。

（六）企业成本过高，限制了分布式发电产业的规模化经济运行

分布式发电产业前期投入与技术成本较高，包括：①智能微网技术创新，对前期投入资金有高要求。②设备和燃料投资成本高昂。③运行和维护成本高，为了应对分布式能源频繁变动电压负荷，电网企业需要进行线路改装，增加了运营与维护成本。④政府激励与补贴政策不到位，我国可再生能源补贴资金短缺，补贴款难以实时到位，造成分布式发电成本高，也导致企业对高成本负担难以消化。⑤小规模、分散化的生产、经营与管理模式，也会导致生产运营成本高企、难以赢利等，成为制约我国分布式发电规模发展和市场运作的因素之一。

（七）利益格局不均衡，也是分布式发电产业发展面临的阻力

一是因为分布式能源具有自发自用、多余上网与余缺网补的特点，相对输电网主业经营而言规模太小，电网公司不愿介入。二是由于供热和天然气的管理归地方，输配电网服务由电网公司统一管理，如果电力市场放开，会波及电网公司下游利益。三是分布式能源上网销售可能会使电网企业售电市场份额减少。以上情形都会给分布式能源规模化发展模式带来较大阻力。

五 国外分布式能源产业发展概况、管理机制与政策措施

（一）美国

1.发展概况

美国地域广阔，分布式发电分布广泛，形式多样化，包括热电联产、风力发电、生物质发电和光伏发电等。其中，分布式风力发电起步较早，在技术水平与市场份额等方面业绩斐然，其发电形式大部分是离网型，主要用于家庭、农场、工厂、小型企业、公共设施和学校。生物质发电技术处于世界领先水平，主要应用在工业领域，包括纸浆、纸产品加工厂和其他林产品加工厂。分布式光伏发电市场近年来也得到迅速发展。

至2000年，美国的商业、公共建筑热电联产的总装机容量达到490万千瓦，工业热电联产为4550万千瓦，合计超过5000万千瓦，占全美电力装机容量的7%与发电量的9%。据美国能源信息署（EIA）统计数据，2010年，热电联产分布式发电总装机容量约为9200万千瓦，占全国发电量的比例达到14%。根据美国能源部规划，2010～2020年美国将新增9500万千瓦的热电联产装机容量，将占其发电装机容量的29%。2010年，美国新增风电装机达到511.5万千瓦，累计风电装机达到39135万千瓦。美国生物质发电总装机容量超过1000万千瓦，占其总电力容量的1.4%，单机容量为1万～2.5万千瓦。2011年，太阳能光伏发电装机容量在3536兆瓦以上，其中民用光伏发电达到2500兆瓦，单机容量大多在1兆瓦以下。

2.管理机制与政策措施

（1）分布式可再生能源项目支持政策

美国的电力行业引入竞争机制后，各州都在寻求各种方法来保证并延续传统管理模式下的公益计划，这些公益计划主要由电力公司管理或资助。很多州在其重组计划内确立了支持可再生能源项目的激励政策。主要是可再生能源配额制（Renewable Portfolio Standards，RPS）和税收优惠政策，后者包括生产税抵免优惠政策（Production Tax Credit，PTC）和投资税收抵免政策（Investment Tax Credit，ITC）。

美国的可再生能源配额制度，旨在促进与支持可再生能源和分布式发电市场，美国各州实施该政策的效果如表3所示。

通过以上分析，可以看出，美国可再生能源配额制度应更加灵活和有针对性，同时还需要合理确定可再生能源配额目标。另外，由于RPS实施过程中表现出来的种种不足，各方主体对配额制所持观点不同。调查报告显示，反对原因主要是源于该政策实施过程中存在过多的政府干预，从而限制了市场对资源的配置作用。针对未来美国配额制的实施，部分学者提出可以从如下方面进行改进：其一是扩大可再生能源信贷（Renewable Energy Credit，REC）市场，进而涵盖更多的技术和措施。其二是对各州配额目标应以监控为主。配额制虽然是将可再生能源具体的生产、交易方式交给市场来调配，但监管机构要为可再生能源的交易市场创建平台、明确规则，并对未达到目标的企业进行处罚。只有充分结合行政控制手段和市场分配效用，才能实现配额制的设计初衷。

表3 美国各州实施可再生能源配额制的效果

此外，美国公用事业委员会（Public Utility Commission，PUC）认为税收优惠政策是激励可再生能源投资的最有效的手段。针对并网型的分布式可再生能源项目，实行单位发电量的生产税抵免优惠政策，或按照项目投资额的30%一次性投资税收抵免政策。调查显示，这两项政策均能够有效降低新建分布式发电项目的成本，并能够提高投资者的积极性。在目前削减开支和放松管制的背景下，美国实施财政激励政策面临的挑战是增加灵活性，即财政激励政策需随着分布式发电产业发展阶段的推进进行调整，以适应不同阶段的市场特点，并需要及时淘汰那些不合时宜的政策和措施。

（2）并网标准与净电量计量政策

2001年，美国出台了《关于分布式发电与电力系统互联的标准草案》，该草案允许符合条件的分布式发电系统并网运行和向电网售电，并规定了分布式发电项目业主需要向电网公司缴纳一定的备用容量费用。对装机容量小于20兆瓦的分布式小型发电机组，由美国公用事业委员会（Public Utilities Commission，PUC）和联邦能源管理委员会（Federal Energy Regulatory Commission，FERC）负责专门制定其并网标准，以及促进该类项目接入电网流程的标准化与简单化。例如，在加利福尼亚州分布式光伏发电并网的相关文件中，电网公司针对30千瓦及以下的光伏发电系统简化了并网流程。圣地亚哥燃气和电力公司并网文件包括简化的并网流程、净电量计量^[4]和并网协议。该并网文件中，明确界定了承担分布式发电机组并网的责任者和电网改造费用的分配方法。如加州公用事业委员会（CPUC）将物理保险（physical assurance）界定为当分布式发电未按协议规定进行发电时将其从电网断开的设备或措施，对电网和其他用户所造成的不良影响进行了干预和控制，电网需要为此配备相应备用容量，备用容量成本需要分布式发电商来承担，费率确定取决于分布式发电机组同时出现故障的发生概率。

2003年，美国IEEE标准协调委员会发布了IEEE1547标准，明确了分布式发电并网的技术要求和相关标准，该标准已成为美国各州制定分布式能源并网标准时的参考标准。虽然净电量计量政策已经取得了显著效果，但仍需要进一步修订，以适应技术和市场发展要求。

（二）丹麦

1.发展概况

20世纪70年代，丹麦就开始大力发展可再生能源和分布式发电，在全国发电装机之中有超过60%的发电容量来自分布式能源，主要是风电和小规模热电联产。一般来讲，风电、生物质发电都是采用分布式方式实现供能的。而且丹麦政府非常关注和支持分布式能源的发展，分别于1976年、1981年、1990年和1996年公布了四次能源计划，制定了一系列分布式能源支持政策和长期规划，并明确提出：到2030年风电占比要达到50%的目标。

2010年，丹麦80%以上的区域供热能源来源于热电联产。生物质能技术的发展，使生物质能成为丹麦重要的可再生能源，约有70%的可再生能源消耗来自生物质。过去10年，丹麦将生物质能作为重要的燃料，为热电联产供能，并将原有的燃煤供热厂技术改造为生物质能热电联产系统。丹麦也是最早利用风力发电的国家之一，风能应用非常成功。2011年，丹麦拥有5000台陆海风机，总装机容量超过320万千瓦，并网风电的比例为20%，高峰时可达60%。分散接入低电压配电网的风电总装机容量超过300万千瓦。

2.管理机制和政策措施

（1）加强电网规划建设

20世纪90年代大规模的风电首次接入电网发电，给丹麦输配电网带来前所未有的压力。解决的方法首先是建设强大的电网体系，扩展和加强丹麦电网的建设以及与其他国家电网之间的联系。为保证电网建设的合理性，制定了合理的电网规划，加强对新建分布式发电的位置以及新铺设电网的评估。

（2）分布式发电并网收费与并网标准

丹麦制定了较为完善的可再生能源分布式发电和化石燃料分布式发电的上网电价框架。分布式热电联产上网电价将热电联产电价与燃料价格挂钩，一般风电的价格为市场上电力的最低价格，其他种类能源发电的价格必须随之波动。这样以风电为主导的灵活电价制度，以提高分布式发电项目投资效益为出发点，最大程度确保了分布式发电并网收益。同时，丹麦《电力供应法》规定，对可再生能源发电采取优先并网政策，使用绿色电力的用户还需缴纳与环境相关的各种税费，大约相当于总电价的3/4。除了上网电价优惠之外，丹麦输电系统运营商对集中式可再生能源和分布式可再生能源并网标准执行不同的要求，后者并网标准相对而言更加简便。

（3）分布式发电投资优惠

为鼓励社会对可再生能源的投资，按照“污染物（氮氧化物和温室气体）排放-税收/补贴”条例的相关规定，对分布式发电项目给予能源税收投资补贴，向每台风电机组提供占其成本约30%的补贴，以减少安装成本。在丹麦全国范围内实行绿色电力认证机制，鼓励消费者购买绿色能源，并通过强制措施、税收优惠以及行之有效的投融资机制，消除风电在开发初期的市场准入障碍。同时，采用税收返还的方式来避免向风电等新能源征收碳税。可见，在投资环节，丹麦同样是以各种补贴政策来增加分布式发电项目的吸引力，并通过实施可再生能源配额制来保证可再生能源分布式发电的运营效益，降低了分布式发电投资的运营风险。

（三）日本

1.发展概况

日本发展分布式供能已有30余年的历史，根据日本热电联产中心2010年的统计数据，日本的分布式发电总装机容量约3600万千瓦，占其发电装机总容量的13.4%。其分布式发电形式主要为热电联产和太阳能光伏发电。其中，用于医院、公共设施以及饭店等的商业分布式发电项目达到6319个，用于制造、钢铁和化工的工业分布式发电项目为7473个。

（1）热电联产

从20世纪80年代开始，日本热电联产项目以平均每年0.4吉瓦的速度在扩展。2006年，日本热电联产装机容量达到8.7吉瓦，占日本电力装机的4%。截至2011年，累计装机容量超过11吉瓦，是目前日本最主要的分布式发电方式。

（2）光伏发电

由于日本资源匮乏，燃气发电很不经济，光伏发电项目凭借其低成本、规模化生产的特点，受到日本国内各界的关注，其发展速度非常迅猛。截至2011年，日本的太阳能、光伏发电系统总装机容量为5吉瓦，太阳能光伏发电装机量新增了1吉瓦，约90%的太阳能光伏发电系统为屋顶并网系统。

2.管理机制和政策措施

（1）因地制宜、因时制宜确定分布式发展规划和战略方向

至2000年，日本的分布式能源产业并未如期得以广泛发展，为了促进产业规模化，日本政府鼓励社会各界资本参与分布式能源发电建设，并制定了相关的税收优惠政策。同时，制定了分布式能源的长期和阶段性规划，并及时根据各阶段特点采取有效配套措施推进，有条件、有限度地允许分布式发电系统并网。

（2）对分布式发电项目进行减税或免税

日本对热电联产给予了高折旧和初始低息贷款政策，如分布式发电项目建成首年可享受7%免税或30%的安装成本折旧率，发电项目投资的40%～70%可享受低息贷款；地方主要供热与制冷项目可享受投资成本15%的补贴。

（3）完善投融资制度，降低投资运营成本

日本相关金融机构对需要投入大量资金的分布式发电项目实行低利息、通融资金等制度。其中，促进太阳能大规模发展的投融资制度出台较早，该制度通过利息补助的方式促进分布式发电项目的投融资。由于日本分布式发电项目在融资和税收方面得到了实质性优惠，所以发展迅速。

（4）放宽分布式能源发电管制，改革可再生能源发购售模式

1992年，日本电力公司开始收购太阳能光伏发电系统的剩余电力，收购的价格以常规电力上网电价为依据，之后又将这一政策以法律的形式加以强化。2012年开始实施可再生能源固定价格收购制度，并建立分散型绿色卖电市场使得特定规模的电力公司可以买卖分布式发电电量。在立法方面，《电力事业法》规定新建和改建的建筑物达到一定规模时，必须统一接入分布式能源系统中，这一强制性规定大幅促进了分布式能源系统的发展。另外，通过《电力事业法》不断修订增强了市场自由化，允许更多的用户参与选择、生产及输出能源，促进了分布式发电备用容量、输配电及辅助服务合理定价的形成。

（5）培育市场主体，调整价格机制，降低分布式能源发电成本

日本在电力市场自由化的背景下，不断放宽居民用电市场准入，各种市场主体在分布式光伏、风力发电等可再生能源市场的渗透率不断提高，成为降低日本高电力成本的一项举措，而电力公司对分布式发电必将重新调整输电费的核定机制。

（四）德国

1.发展概况

德国传统能源依赖煤炭和核能，在全国发电量中所占比例分别为23%和40%。但是，随着能源危机的出现、温室气体减排压力的日益增加，德国能源方针发生明显转变，特别是2010年日本“3·11”大地震后，德国政府提出在2022年前停止其境内所有的核反应堆计划，为了逐步彻底替代核能需求决定每年至少增加200亿欧元（约合280亿美元）投入可再生能源建设。在这种背景下，德国分布式发电产业得到了充分的发展。目前，德国分布式发电装机容量约2084万千瓦，占总装机容量的19.8%。在分布式可再生能源领域最为突出的是太阳能。

德国太阳能的平均年有效利用小时数在800小时左右，光照条件一般。受光照条件、土地规模与电网架构特点等影响，德国太阳能光伏主要以分布式利用为主。德国对于分布式光伏发电技术的开发与支持始于20世纪90年代初期，1991～1995年实施的“1000个太阳能屋顶计划”是第一个太阳能专项支持计划，在1999～2003年又发展成为“100000个太阳能屋顶计划”。德国的屋顶计划经过多年发展，光伏发电达到一定规模。截至2011年底，德国的光伏发电总装机容量达到2470万千瓦，分布式光伏发电系统装机容量约为1970万千瓦，占比约为80%。

2.管理机制及政策措施

（1）战略规划有序衔接

德国颁布实施了《可再生能源法》（Renewable Energy Sources Act，EEG），其中确定了光伏发电总装机达到5175万千瓦的中长期发展目标，以及制定了2020年可再生能源发电量占电力总消费量35%的总体目标框架。在该总体目标下，2011～2020年应该保持年度新增350万千瓦的光伏发电装机年度计划，将中长期发展目标与年度计划进行了有效衔接。

（2）投资补贴政策注重价格机制的灵活利用

德国政府大力支持分布式发电的推广应用，在政策与法律等方面做了非常细致的工作。例如，利用“灵活的电价调整机制”引导分布式发电有序发展。针对已建或在建的分布式发电厂直接给予补贴鼓励，如对一定规模以下（0.2万千瓦）的新建分布式发电项目以及使用燃料电池的分布式发电项目给予长期补贴。同时，通过提高电网使用费来平衡政府给予电厂的补贴。此外，德国投资补贴政策的特色和优点还在于其充分利用了购售电价平衡机制，使其补贴政策更具有针对性。

（3）倡导小规模与更灵活的分布式发电方式

德国正在倡导更小规模的分布式发电方式，这样可进一步鼓励分布式发电自发自用，同时降低其大型电力公司在发电和输电业务领域的市场控制力。2012年，对《可再生能源法》进行了修订，进一步鼓励了光伏发电自发自用和提升了自用补贴标准。从并网环节的政策同样可以看出，德国对待分布式发电的态度是鼓励自发自用，而且分布式发电的规模也趋向于区域小型化。目前，德国50%的分布式可再生能源发电为私人所有，电力公司的比例仅占10%。

（4）制定并网标准及上网电价政策

德国出台的分布式发电并网标准主要考虑两个方面：接入中压配电网标准和低压配电网标准。在充分调研基础上，德国颁布了《中压配电网并网技术标准》和《低压配电网并网技术标准》。其中，中压和低压配电网分别指1～60千伏和1千伏及以下的配电网。这两个分布式能源并网标准的颁布，清除了分布式能源并网的政策问题。太阳能并网电价机制则在《可再生能源法》中就有规定，作为德国力推的分布式发电方式，相对于其他可再生能源而言，光伏发电享有更高的并网电价，并且根据发电装机的大小和形式的不同会有所区别。

（五）国外经验启示

通过以上分析不难看出，在产业发展初期，发挥政府政策的主导和扶持作用是国外发展分布式能源的主要做法，政府通过制定法律法规、发展规划、市场准入、技术标准和财税补贴政策等，为分布式能源产业得以发展创造了基础条件。在产业发展过程中，通过不断修正法规政策，培育和完善市场环境与市场体系，发挥政府政策的辅助作用，促进产业和企业自身良性发展、提高企业竞争力成为实现产业可持续性发展的关键。具体而言，包括以下内容。

第一，制定前瞻性的战略规划，明确产业愿景与发展方向。如美国能源部（DOE）和环境保护署（EPA）负责制定美国分布式能源的长期规划和发展战略，为美国能源规划、分布式能源产业规划以及能源供需预测等提供了参考依据。因此，我国分布式能源发电产业发展规划也需要协同相关部委或管制机构，制定前瞻性的政策目标，描绘切实可行的产业愿景与战略导向，发挥规划指导作用，同时起到提升企业信心与参与愿望的作用。

第二，构建政府激励与市场化协同机制，促进产业持续发展。上述国家均出台了促进分布式能源和可再生能源的税收优惠和补贴政策，这些政策包括分布式能源企业税收优惠、低息贷款与投资补贴等，极大地带动了相关行业和公众对分布式能源项目的投资建设，促进了分布式能源产业发展。

第三，建立分布式能源相关标准体系，指导规范分布式能源产业有序长足发展。如美国、丹麦、日本均就分布式发电并网的技术要求、标准体系给出了明确规定。

六 政策建议

（一）确立与完善发展分布式能源的法律制度

我国《电力法》颁布较早，还是垄断电力产业格局下的产物，不符合电力市场改革趋势，对分布式能源未有提及，未能明确分布式能源发电的发展前景和战略地位。制定与完善发展分布式能源的法律制度，明确分布式能源发电在能源行业的战略地位，是促进分布式能源大规模发展、确保分布式能源市场与法律地位的有效举措。欧美国家与日本已经出台了相关法律，明确规定分布式能源发展战略及实现路径，为开辟分布式能源市场扫除了法律障碍。我国可以借鉴国外先进国家的分布式能源相关法律，结合自身能源资源情况及供需预期，建立并完善《可再生能源法》和《分布式能源法》等相关法规，明确分布式能源在我国能源经济与电力经济发展中的地位，并立法规定分布式能源并网和上网，解决我国分布式能源“上网难”和“并网难”的问题。同时，需要在法规中明确分布式发电总量与结构等中长期目标，以及全国与区域目标和区域定位等，以形成有效的倒逼机制，促进分布式能源合法、协调、适当、科学地发展。

（二）建立衔接一致的分布式发电长期发展规划目标

大部分国家都在分布式发电发展过程中建立了中长期发展规划目标，分阶段实施并不断完善。这样可以避免出现科技与产业脱节、生产与应用脱节等问题，还有利于增强分布式能源市场的投资信心，指导该产业健康有序发展，提高分布式能源行业规划部署的准确性。因此，我国政府应借鉴国外先进经验，要做到对资源能源的合理规划，将分布式能源产业发展规划纳入能源总体发展长期规划中，通过制定产业发展规划，获得相关行业和公众的认可与支持，发挥规划的指导作用，明确分布式发电的发展方向、目标和具体措施。在具体规划中，需充分考虑不同区域发展分布式能源的特点及规模，明确其用于分布式发电系统的比例。例如，在天然气规划中，要充分考虑不同区域发展分布式能源的特点及规模，明确天然气用于分布式供电系统的比例；在电网规划中，要规范分布式能源项目接入电力系统的原则和条件；在城市规划中，要同步落实供气、供热、热水和制冷负荷，总体考虑各类用户的能源需求，优化能源供应方案。这将有利于我国能源消费结构的转变，推动节能减排的发展，全面提高能源利用效率，合理控制能源消费总量，构建安全、稳定、经济、清洁的分布式能源体系。

（三）深化电力体制与机制改革，培育分布式能源合理科学“竞价上网”的良好市场环境

为促进分布式能源大规模持续发展，世界各国均颁布了分布式能源法规政策，以全额收购分布式能源多余电力，同时通过提高电网可靠性服务，打破原有僵化的电力体制。目前，我国不断深化电力市场改革，为分布式能源建立交易市场奠定了基础。借鉴国外发达国家分布式能源发展经验，结合我国分布式能源开发利用现状，可根据不同分布式能源发电的技术特点和成本特点，建立合理科学的分布式能源上网电价体系与机制，如为分布式风电、分布式光伏、分布式天然气发电和分布式生物质能分别设立不同的上网电价，反映不同类型分布式能源的成本水平和技术特征。分布式能源上网之后，分布式能源投资者和运营商可以通过上网电价回收成本，提升分布式能源投资激励，对我国大规模开发利用分布式能源及其商业化发展有着重要意义。

（四）加快制定和落实激励性的财政、税收、金融、管制等政策细则

中国政府需要认清分布式发电大规模投资建设现存的政策问题，加快出台分布式发电配套实施细则，早日落实相关补贴政策细则，明确界定分布式发电投资运营主体，清晰划分电网与分布式发电投资运营之间的经济界面，为我国分布式发电大规模投资建设扫清主要政策障碍。可从财政补贴、减免税收（如环境税等）、低息贷款、贷款担保等方面，对分布式能源的投资和运行给予支持。

（五）建立分布式能源发展基金，进一步减轻分布式能源企业和运营商税负

为加快推进分布式能源发电技术研发和形成有效市场，我国应当对分布式能源企业和运营商实行税收优惠政策，减轻企业和运营商的负担，降低分布式能源发电成本。借鉴国外部分国家的税收优惠政策，结合我国目前分布式能源发展现状，可设立相应的发展专项资金。该项基金主要用于为分布式能源企业和开发项目提供低息贷款和税收扶持，鼓励自发自用，可按照装机容量与发电量等标准提供补贴。

（六）建立企业自主经营、自负盈亏的市场化经营机制

企业不能仅仅依靠政府扶持政策，而是要通过行业协会组织以及自身战略安排，建立企业自主经营、自负盈亏的市场化经营机制和内部激励机制，包括充分做好分布式发电的收益风险评估，对总装机、投资成本、自发自用电量比例，以及资产寿命周期、技术成本与土地成本等要有科学合理估算，对环境与市场匹配性有预期判断，提高自身调节能力等。

（七）加快推进智能电网建设和商业模式创新，构建集中与分布协同开放智能电网平台

分布式能源发电的产业化发展与大规模接入，必然会挑战智能电网的实时运行和电网调峰能力，分布式发电所产生的电量将引起配电网的双向潮流，从而对配电网规划、运行以及保护带来诸多不利影响。例如，光伏分布式机组夜间不能发电，但随着其装机规模的迅速提升，就需要加强电网的调峰能力。因此，需要加快智能电网，包括输配电网与微电网的建设，建立集中与分布式相协同、供需互动、高效互补的现代能源供应体系，并不断进行商业化模式创新，构建一个更开放、多元、互动、高效的能源电力供给和服务平台，才能够满足未来高渗透率的分布式电源接入的强劲需求。

（八）严格落实环保法规，支持分布式能源发展

要严格落实《环境保护法》和《保护大气臭氧层协议》的法律法规要求，对于不利于大气环境的氟利昂制冷机要限制使用；对分散供热的燃油锅炉征收燃料附加税，对于有地区集中供热条件但拒不联网坚持分散供热的用户应按燃料加倍收取排污费，并将部分税费用于支持分布式能源，通过淘汰落后产能，提高清洁能源环保要求，为分布式能源提供发展空间。

（九）建立长期有效协调机制，处理好各种经济与社会利益关系

一是要建立多边协商的协同利益机制，包括建立规模化可再生能源与分布式可再生能源发电发展的协调机制，建立分布式能源发展与土地利用和资源合理补偿的协调机制，建立分布式能源发电收益与环境资源收益的合理分配机制，建立传统电网与智能微网的中长期规划协调机制，建立传统能源与可再生能源分布式发电规划的协调机制。

二是要处理好各种矛盾与利益关系。如分布式能源与智能电网发展的关系，分布式能源与新城镇化发展的关系，分布式能源与电力市场改革的关系，分布式能源发电与规模化新能源并网的关系，分布式能源与微电网的协调发展关系等。

（十）建立价格质量监管、技术经济运行标准、管理规范与评估体系

一是政府应该重视分布式能源供应企业提出的价格调整建议，按规定进行成本监审，并逐步完善城市分布式能源供应的质量监管体系，加大力度监管各类计量器具和计量标准，以保障分布式能源的健康发展。二是要构建分布式能源各类技术经济运行标准、管理规范与评估体系。由于分布式电源发电与并网技术复杂，管理流程也相对比较复杂，所以，要对其进行科学管理，即根据国际分布式电力先进技术要求，制定全国与区域的分布式能源并网标准与管理规范。这样不仅可促进分布式发电产业技术水平、信息化管理能力的提高，还可以对相关行业间的协调发展和利益制衡起到一定的作用。