分布式電源交易

Ⅰ 電力系統的美好願景是什麼

電力系統的美好願景投資要點：跨過昨天，我們來描述智能電網——電力系統的美好願景。智能電網意味著「融合」，其內容在於建立一個集成先進的通信、計算、電子技術的全新的電網，以滿足未來的電力需求，其強調安全、分布、經濟、質量。我們所定義的「節流」概念僅僅是智能電網所具備的特點之一，但是確實是相對於新能源的「開源」概念的最確切對比。智能電網的概念還在發展，其建設所至的空間與所需的時間是幾乎可以無限想像的，美國、歐洲、中國的概念目標的側重點也有所差別。我們認為，將家庭娛樂中心與智能電網關聯在一起的「融合」設想僅是應用層面的延伸嘗試。面向科技發展的前沿，主題投資應該更關注的是智能電網的架構的核心：分布式電源，及其市場交易！為了實現由傳統電網向智能電網的轉變，要完成的任務包括：強壯電網架構的建設、大量分布式電源的投資與系統接入、電力交易市場的形成、電力交易市場中的分布式電源的集中監控、管理；所對應的設備需求：輸變電設備（變壓器、開關、綜合自動化設備等）、新能源設備（風機、光伏組件等）、儲能設備（電池等）、電力市場交易與管理系統、能量信息的通訊、調度、交易、管理系統。我們堅持之前的觀點，我們的 A 股市場還處在替代能源泡沫的第一階段，政策仍然是重中之重，泡沫的程度取決於補貼的多少。比較智能電網相關設備的技術突破的難度和時間順序，我們認為，電池、光伏的技術突破是最有可能將我們帶入第二階段的事件；充電站、分布式電源的大規模投資建設是開始進入第三階段的特徵；能量信息的通訊、調度、交易、管理系統與電力市場交易與管理系統的投運才可能為我們帶來新盈利模式的衍生基礎。智能電網再次回到政府投資上。那麼，我們所能做的主題投資，自然是緊跟著政策導向，這就如同電力設備投資不能夠脫離電網投資規劃一樣。在不同的時期，處在不同的階段，智能電網的建設會引發不同的投資方向，對不同的產業環節的拉動是不同的。通過列舉智能電網 GridWise 聯盟的成員類別，可以看出智能電網涉及的產業范圍較廣闊。我們看好的細分行業是：電池、光伏、電力電子、輸變電二次設備，這更多地是從技術實現的角度來出發的。我們看好的上市公司：（江蘇國泰、杉杉股份、中國寶安）、（天威保變、航天機電、南玻A）、（榮信股份、思源電氣）、（國電南瑞、國電南自、許繼電氣）。

Ⅱ 什麼是分布式電源

1.1分布式能源的定義

國際分布式能源聯盟WADE對 「分布式能源」定義：由下列發電系統組成，這些系統能夠在消費地點或很近的地方發電（1）高效的利用發電產生的廢能—生產熱和電（2）現場端的可再生能源系統（3）包括利用現場廢氣、廢熱以及多餘壓差來發電的能源循環利用系統。這些系統歸為分布式能源系統，而不考慮這些項目的規模、燃料或技術，及該系統是否聯網等條件。

分布式能源的先進技術包括太陽能利用、風能利用、燃料電池和燃氣冷熱電三聯供等多種形式。

1.2分布式電源的優點以及研究其交易模式的意義

大容量高參數機組的中心電站 、超高壓遠距離輸電、大電網互聯集中供 電，這是工業化過程中電力工業發展的必經之路 ，也是 目前電能生產輸送和分配的主要方式。但是它在適應負荷變化的靈活性與供電安全性方面都存在一些弊端。在最近的南方冰災和汶川震災期間都發生了大面積的停電。近年來屢屢發生的能源危機、電力危機與大面積停電事故中，已暴露 出現有 的龐大電力系統存在「笨拙」而又「脆弱」的缺點。而分布式能源具有能源利用效率高，環境負面影響小，能提高能源供應可靠性和經濟效益的特點。制定合理有效的分布式電源交易模式可以促進分布式能源建設的健康快速發展。

Ⅲ 電力體制改革進展到哪一步，國家電網公布最新數據

（一）隨著分布式電源的不斷廣泛接入，電力調度和優化控制將變得愈加復雜，供電企業和用電戶之間的交互與合作關系將更加緊密。（二）傳統的供電企業與用電戶構成的供用雙方市場中，將出現虛擬電廠、分布式光伏、電動汽車充換電等第三方主體，完成改變原有市場秩序。大批售電公司將湧入售電市場，供電企業面臨被「管道化」的風險。（三）隨著電力交易中心的建立，電力交易市場的定價功能、交易功能、數據服務功能將不斷完善，競爭更趨多元化、激烈化。（四）電網與用電戶之間、電網與售電企業間、售電企業與終端產銷者之間將建立一套高效、聯動的立體化需求管理機制。（五）以更高效的信息化管理電力市場，在通信及信息技術的強力支持下，電力市場將實現信息共享、設施共享、即時協作和智能決策。三、供電企業競爭優劣勢分析目前，已經有越來越多的企業參與到電力業務，如分布式能源方面的比亞迪等；通信企業如華為、中興、小米等以及互聯網企業也會參與到新興業務。與這些競爭者相比，我們供電企業的優勢主要體現在擁有龐大的客戶群體、豐厚的電網技術經驗、高素質的電力專業員工。但同時，我們也存在互聯網等新興技術的運用不夠成熟、現有制度流程限制多及企業體型龐大轉型慢等問題。表1供電企業與競爭主體優劣勢對比競爭主體優勢劣勢供電企業龐大的已有客戶群體；積累豐厚的電網技術和經驗；員工電力營銷服務的知識積累。企業規模龐大轉變周期較長；對於互聯網等新興技術的運用不夠成熟；業務方式不夠靈活，受限較多。發電企業穩定的能源供應；數據積累豐富；技術研發實力強；客戶渠道穩定。敏感不足；商業模式缺乏創新；競爭意識較弱。互聯網企業服務渠道豐富；服務模式創新能力強；信息深度廣。電力產品知識欠缺；電力行業技術經驗薄弱；技術研發能力較弱。四、供電服務發展提升策略（一）增強全員、全程、全心全意服務理念。積極推進客戶服務體系建設，不斷完善電網架構，提高電力供應保障能力；不斷提升供電可靠性，提高電能質量水平；以客戶需求為中心，不斷提升客戶關系管理能力。要在供電企業內部進一步強化全員服務意識，變傳統的「等客戶上門」為「主動出擊」、積極走出去。通過各專業協同服務，做好客戶用電前、中、後各環節全流程服務，提升企業信譽度和美譽度。（二）加強服務品牌建設，培育忠誠客戶。服務品牌是企業長期積累的客戶口碑，是企業面對激烈社會競爭的軟實力。供電企業要樹立品牌和產品意識，學習借鑒其他行業品牌包裝和品牌運營管理經驗，通過不斷整合升級供電服務品牌，更新升級供電服務產品，爭取獲得客戶的認同和依賴，逐步培育重視的客戶群體。（三）注重服務成本管控，提升盈利能力。找准客戶需求，提供客戶真正需要的服務，避免過度服務和資源浪費。通過開展營銷大數據分析研究及應用，結合不同類型、群體客戶的用電需求、習慣、價值、影響等因素，制定有針對性的服務策略。在確保電力普遍服務和個性化差異服務的基礎上，整合服務渠道資源，優化配置實體營業廳，推廣普及微信、網廳、掌廳等遠程服務渠道以及電費銀行劃扣等低成本服務方式，力爭在企業成本與經營利潤之間取得合理平衡。（四）優化流程規則，提高業務便捷性。對標學習香港中華電力客戶僅憑身份證即可快速所有用電業務的人性化措施，進一步精簡業務流程，使得供用電業務流程設置既能配合政府要求、合理規避企業經營風險，又能提升業務便捷性、提高客戶主觀感知體驗。（五）推進科技創新，增強人才和技術優勢。加強電力營銷科技創新，應用前沿技術手段，為業務、現場服務等工作提供信息化平台支撐。加強計量表計管理，努力為供用電雙方提供透明、公正、放心的交易環境，同時也可以為竊電案件查處、取證、電量追補等公正提供有力的技術支持。供電企業也需要依託電力專業技術優勢，建立科研培訓基地，培養專業技術人才，增強供電企業人才技術資源優勢。

Ⅳ 智能電網重大科技產業化工程「十二五」專項規劃的重點任務

風電機組/光伏組件隨風速或輻照強度的出力特性、出力波動特性與概率分布；風電場、光伏電站集群出力的時空分布和出力特性；風電場、光伏電站集群控制系統；大型風電基地或大型光伏發電基地的集群控制平台系統示範工程。
大規模間歇式能源發電實時監測技術、出力特性及其對調度計劃的影響；大規模間歇式能源發電日前與日內調度策略與模型；省級、區域、國家級范圍內逐級間歇式能源消納的框架體系；多時空尺度間歇式能源發電協調調度策略模型及系統示範工程。
大型風電場接入的柔性直流輸電系統分析與建模技術；柔性直流輸電系統數字物理混合模擬平台；交/直流混合接入的控制方法；柔性直流輸電系統故障分析與保護策略；輸電工程關鍵技術及樣機；核心裝備研製與示範工程。
間歇式電源基礎數據、模型及參數辨識技術；間歇式電源與電網的協調規劃技術；間歇式電源並網全過程模擬分析技術；間歇式電源接入電網安全性、可靠性、經濟性分析評估理論和方法。
適應高滲透率間隙性電源接入電網的綜合規劃方法；提高區域電網接納間歇性電源能力的關鍵技術；時空互補的區域電網間歇性電源優化調度方法和協調控制策略；風、光、儲、水等多種電源多點接入互補運行技術；含高滲透率間歇性電源的區域電網防災技術、應急機制、數字模擬平台和示範應用。
區域性高密度、多接入點光伏系統並網及其與配電網協調關鍵技術，重點研究屋頂、建築幕牆與光伏一體化技術，並探索並網運營的商業模式；功率可調節光伏系統與儲能系統穩定控制技術、區域性高密度、多接入點光伏系統的電能質量綜合調節技術、新型孤島檢測與保護技術、能量管理技術；不同儲能系統的高效率智能化雙向變流器、新型集中與分散孤島檢測裝置、分散計量測控系統和中央測控系統等關鍵設備。
微網的規劃設計理論、方法、綜合性能評價指標體系、規劃設計支持系統、運行控制技術；微網動態模擬實驗平台和微網中央運行管理系統；具有多種能源綜合利用的微網示範工程。
大容量儲能與間歇式電源發電出力互補機制，儲能系統與間歇式電源容量配置技術及優化方法；儲能電站提高間歇式電源接入能力應用控制與能量管理技術；儲能電站的多點布局方法及廣域協調優化控制技術。
多種類型新能源發電集中綜合消納在規劃、分析、調度運行、繼電保護、安穩控制、防災應急等領域的關鍵技術。考慮到我國風光資源豐富區域的電網結構薄弱的特點，發展電源電網綜合規劃方法，提出時空互補的優化調度方法和協調控制策略，研究高可靠性繼電保護與安全穩定協調控制系統，發展防災技術和應急機制。
不同類型系統故障引起的大型風電場群連鎖故障現象，抑制大型風電場群發生連鎖故障技術方案，大型風電場群參與系統穩定控制的技術方案，包含系統級的大型風電場群故障穿越綜合解決方案及其在大型風電基地上的示範應用。
風電機組、光伏發電系統先進控制技術；新能源發電設備監測與信息化技術；新能源電站的智能協調控制技術與協調控制系統。
含風光儲的分布式發電接入配電網控制保護及可靠供電技術、信息化技術；含風光儲分布式發電接入配電網的電能質量問題；包含風光儲的分布式發電接入配電網示範工程。
綜合利用多種技術手段，突破小水電群大規模接入電網的技術瓶頸，減少其對電網安全穩定運行的影響。研究提高小水電群接入消納能力的電網優化方法和柔性交流、柔性直流輸電技術，小水電發電能力預測技術，小水電監測與模擬平台集成技術，小水電與大中型水電站群系統多時空協調控制方法，小水電與風電、火電系統多時空協調控制，提高小水電群接入消納能力的區域穩定控制理論、控制方法和控制系統。
間歇式能源發電出力的概率分布規律並建立相應的模型，間歇式能源網源協調控制技術，間歇式能源發電系統故障穿越技術，間歇式能源發電系統電氣故障診斷及自愈技術。
「風電+抽蓄」的運營模式。設計風電抽蓄聯合運行模式，建立包括聯合優化模型、聯合模擬、安全校核、模擬交易等在內的支撐系統，形成完整的風電抽蓄聯合運行管理系統框架。
間歇式電源功率波動特性及其對電網的影響；廣域有功功率及頻率控制、分層分級無功功率及電壓控制技術，電力系統動態穩定性分析及控制技術；機組-場群-電網分級分散協同控制技術；嚴重故障下新能源電力系統故障演化機理及安全防禦策略，考慮交直流外送等方式下的間歇式電源緊急控制、輸電系統緊急控制以及其他安控措施的協調控制技術。
含大規模間歇式電源的交直流互聯大電網的協調優化運行技術，廣域協調阻尼控制技術，狀態監測與信息集成技術，實時風險評估技術，智能優化調度和安全防禦技術。 電動汽車電池更換站運行特性，更換站作為分布式儲能單元接入電網的關鍵技術和控制策略；電池梯次利用的篩選原則、成組方法和系統方案；更換站多用途變流裝置；更換站與儲能站一體化監控系統；更換站與儲能站一體化示範工程。
電動汽車充電需求特性和規模化電動汽車充電對電網的影響；電動汽車有序充電控制管理系統；電動汽車有序充電試驗系統。
電動汽車與電網互動的控制策略和關鍵技術；電動汽車智能充放電機、智能車載終端和電動汽車與電網互動協調控制系統；電動汽車與電網互動實驗驗證系統；電動汽車充放電設施檢驗檢測技術。
電動汽車新型充放電技術；電動汽車智能充放電控制策略及檢測技術；充電設施與電網互動運行的關鍵技術。
規模化電動汽車電池更換技術、計量計費、資產管理技術；充電設施運營的商業模式；基於物聯網的智能充換電服務網路的運營管理系統建設方案。 基於鋰電池儲能裝置的大容量化技術，包括電池成組動態均衡、電池組模塊化、基於電池組模塊的儲能規模放大、電池系統管理監控及保護等技術；電池儲能系統規模化集成技術，包括大功率儲能裝置及儲能規模化集成設計方法、大容量儲能系統的監控及保護技術、儲能系統冗餘及擴容方法、儲能電站監控平台。
多類型儲能系統的協調控制技術；多類型儲能系統容量配置、優化選擇准則以及優化協調控制理論體系；基於多類型儲能系統的應用工程示範。
單體鈉硫電池產品化和規模製備自動化中的關鍵問題以及集成應用中的核心技術，先進的鈉硫電池產業化制備技術，MW級鈉硫電池儲能電站的集成應用技術。
MW以上級液流電池儲能關鍵技術，5MW/10MWh全釩液流儲能電池系統在風力發電中的應用示範，國際領先、自主知識產權的液流電池產業化技術平台。
鋰離子電池的模塊化成組技術；電池儲能系統熱量管理技術、狀態監控及均衡技術、儲能電池檢測和評價技術；模塊化儲能變流技術，及各種不同型式的儲能材料與功率變換器的配合原則；基於變流器模塊的電池儲能規模化系統集成技術，及儲能系統電站化技術。
儲能系統的特性檢測技術；儲能系統的應用依據和評估規范；儲能系統並網性能評價技術，涵蓋電力儲能系統的研究、製造、測試、設計、安裝、驗收、運行、檢修和回收全過程的技術標准和應用規范。 智能配電網自愈控制框架、模型、模式和技術支撐體系；含分布式電源/微網/儲能裝置的配電網系統分析、模擬與試驗技術；考慮安全性、可靠性、經濟性和電能質量的智能配電網評估指標體系；含分布式電源/微網/儲能裝置的配電網在線風險評估及安全預警方法、故障定位、網路重構、災害預案和黑啟動技術；智能配電單元統一支撐平台技術；智能配電網自愈控制保護設備和自愈控制系統；智能配電網自愈控制示範工程。
靈活互動的智能用電技術體系架構；智能用電高級量測體系標准、系統及終端技術；用戶用電環境（特別是城市微氣象）與用電模式的相互影響，不同條件下的負荷特性以及對用電交互終端、家庭用電控制設備的影響；智能用電雙向互動運行模式及支撐技術。
智能配用電示範園區規劃優化和供電模式優化方法。配電一次設備與智能配電終端的融合與集成技術；配電自動化系統與智能用電信息支撐平台及智能配電網自愈控制系統的集成技術；用電信息採集系統與高級量測系統、智能用電互動平台的集成技術；智能用電小區用戶能效管理系統與智能家居的集成技術；智能樓宇自動化系統與建築用電管理系統的集成技術；分布式儲能系統優化配置方法和運行控制技術；提高配電網接納間歇式電源能力的分布式儲能系統優化配置方法和運行控制技術，分布式儲能系統參與配電網負荷管理的優化調度方法，配電網分布式儲能系統的綜合能量管理技術；智能配用電示範園區。
主動配電網的網路結構及其信息控制策略，主動配電網對間歇式能源的多級分層消納模式，主動配電網與間歇式能源的協調控制技術。
智能配電網下新型保護、量測的原理和演算法；智能配用電高性能通信網技術；智能配電網廣域測量、自適應保護及重合閘等關鍵技術；開發智能配電網新型量測、通信、保護成套設備，智能配電網新型量測、通信、保護成套設備的產業化。
智能配電網的優化調度模式、優化調度技術，面向分布式電源、配電網路以及多樣性負荷的優化調度方法；包括優化調度系統以及新能源管控設備等關鍵裝備；智能配電網運行狀態的安全、可靠、經濟、優質等指標評價技術。
鋼鐵企業等大型工業企業電網的智能配用電集成技術。配電自動化系統與智能用電信息支撐平台及智能配電網自愈控制系統的集成技術；用電信息採集系統與高級量測系統、智能用電互動平台的集成技術；分布式儲能系統優化配置方法和運行控制技術。
適於島嶼、油田群的能源高效利用的智能配網集成技術，包括信息支撐平台、自愈控制、用電信息採集、高級量測、用電互動、能效管理、儲能系統優化配置和運行控制，建設配網綜合示範工程。
高效自治微網群的規劃設計及評價體系，穩態運行與多維能量管理技術，多空間尺度微網群自治運行控制器樣機，統一調度平台軟體，多空間尺度高效自治微網群的示範應用。
孤島型微電網的頻率穩定機理與負荷-頻率控制方法，孤島型微電網的電壓穩定機理與動態電壓穩定控制方法，大規模可再生能源接入孤島型微電網的技術，孤島型微電網系統的示範工程建設及現場運行測試與實證性研究。 電網智能調度一體化支撐關鍵技術；大電網運行狀態感知、整體建模、風險評估與故障診斷技術；多級多維協調的節能優化調度關鍵技術等。
在線安全分析並行計算平台的協調優化調度技術，復雜形態下在線安全穩定運行綜合安全指標、評價方法和實現架構；大電源集中外送系統阻尼控制技術，次同步諧振/次同步振盪的在線監測分析預警及阻尼控制技術；基於廣域信息的大電網交直流智能協調控制和緊急控制技術等。 感測器介面及植入技術，電子式互感器（EVT/ECT）的集成設計技術，智能開關設備的技術標准體系及智能化實施方案；具備測量、控制、監測、計量、保護等功能的智能組件技術及其與智能開關設備的有機集成技術；適用於氣體介質的壓力與微水、高抗振性能的位移、紅外定位溫度、聲學、局部放電信號等感測器及介面技術，各類感測器的可靠性設計技術和檢驗標准；開關設備運行、控制和可靠性等狀態的智能評測和預報技術，智能開關設備與調控系統的信息互動技術，開關設備的程序化和選相合閘控制技術等。
高壓設備基於RFID、GPS及狀態感測器的一體化識別、定位、跟蹤和監控的智能監測模型，輸變電設備智能測量體系下的全景狀態信息模型；具有數據存儲能力、計算能力、聯網能力、信息交換和自治協同能力的一體化智能監測裝置；基於IEC標準的全站設備狀態信息通訊模型和介面體系構架，輸變電設備狀態信息和自動化信息的集成關鍵技術，標准化全站設備狀態採集和集成設備關鍵技術；輸變電高壓設備智能監測與診斷技術，輸變電區域內多站的分層分布式狀態監測、採集和一體化數據集成、存儲、分析應用系統。 智能配用電信息及通信體系與建模方法；智能配用電系統海量信息處理技術；智能配用電信息集成架構及互操作技術；復雜配用電系統統一數據採集技術；智能配用電業務信息集成與交互技術；智能配用電信息安全技術；智能配用電高性能通信網技術等。
電力通信網路技術體制的安全機理與屬性；通信安全對智能電網安全穩定運行的影響；保障智能電網各個環節的通信安全技術與組網模式；廣域電網實時通信業務可靠傳輸技術、支持多重故障恢復的通信網自愈與重構技術；電力通信網路的安全監測及防衛防護技術；電力通信網路安全性能優化技術；電力通信網路安全評價體系；智能電網通信網路綜合管理與網路智能分析技術，電力通信網綜合模擬與測試平台，電力通信智能化網路管理示範工程。
實用的新型電力參量感測器，以及多參量感知集成的無線感測器網路技術、多測點多參量的光纖感測網路技術；多種感測裝置的融合技術；電力感測網綜合信息接入與傳輸平台技術；電力物聯網編碼技術、海量數據存儲、過濾、挖掘和信息聚合技術；新一代高性能電力線載波（寬頻/窄帶）關鍵通信技術；電力新型特種光纜及試點工程，新型特種光纜設計、製造、試驗、施工、運維等配套支撐技術及基本技術框架，新型特種光纜的應用模式和技術方案；智能電網統一通信的應用模式、部署方式和網路架構，統一通信在支撐調度、應急、用電管理等各環節的應用和解決方案。
智能電網統一信息模型及信息化總體框架；電網海量信息的存儲結構、索引技術、混合壓縮技術、數據並發處理、磁碟緩存管理、虛擬化存儲和安全可靠存儲機制等信息存儲技術；基於計算機集群系統的並行資料庫統一視圖和介面、並行查優、海量負載平衡和海量並行數據的備份和恢復技術；海量實時數據與非實時數據的整合檢索和利用技術；雲計算在海量數據處理中的應用技術；海量實時資料庫管理系統；高效存儲及實時處理智能信息服務平台示範工程。
電網可視信息的模式識別、圖形分析、虛擬現實等技術，可視化支撐技術架構；智能監控系統架構，計算機視覺感知方法、智能行為識別與處理演算法等關鍵技術；智能電網雙向互動的信息服務平台技術，桌面終端、移動終端、互動大屏幕等多信息展現渠道；智能電網雙向互動的信息服務平台示範工程。 靜止同步串聯補償器、統一潮流控制器的關鍵技術，包括主電路拓撲、模擬分析技術、關鍵組件的設計製造技術、控制保護技術、試驗測試技術，開發工業裝置並示範應用；利用柔性交流輸電設備的潮流控制和靈活調度技術。
高性能、低成本、安裝運維方便的高壓大容量新型固態短路限流器，包括新型固態限流裝置分析建模與模擬技術、固態限流器主電路設計技術、固態限流器的控制與保護策略，工程化的高壓大容量新型固態限流裝置研製。
面向輸電系統應用的高溫超導限流器的核心關鍵技術，包括超導限流裝置的限流機理、主電路拓撲、建模和模擬分析、優化設計方法、控制策略、保護系統、試驗測試技術，220kV高溫超導限流器示範裝置研製。
高壓直流輸電系統用高壓直流斷路器分斷原理理論分析、模型與模擬、直流斷路器總體方案、成套電氣與結構、關鍵零部件、系統集成化、成套試驗方法、SF6斷路器電弧特性等，15kV級直流斷路器樣機研製及示範工程。
高壓輸電系統用高壓直流陸上和海底電纜的絕緣結構型式、機械和電學特性、絕緣、結構和導電材料選擇、成型工藝、相關測試和試驗方法、可靠性試驗，±320kV級陸上和海底電纜的研製及相關試驗測試。
直流輸電系統中的直流電流和電壓測量方法和技術，直流輸電系統直流電流和電壓測試系統方法和技術路線，直流輸電系統測量裝置計量和標定方法，高電位直流電流和直流電壓測試系統，全光直流電流互感器和全學直流電壓互感器，滿足特高壓直流輸電和柔性直流輸電需求的樣機及相關試驗、認證和示範應用。
換流器拓撲結構和主迴路優化、多端柔性直流供電系統分析、計算和模擬；多端直流供電系統與交流供電系統的相互影響和運行方式，研究多端直流供電系統的控制保護系統架構、電壓、潮流和電能質量控制方法；緊湊型、模塊化換流站設備及其控制保護系統，它們在城市供電中的示範應用。
直流配電網拓撲結構、基本模型、控制保護方案，直流配網模擬模型和技術，直流配電網設計技術，直流配電網換流站關鍵裝備，直流配電網經濟安全指標體系和評估方法，考慮各類分布式電源接入和電動汽車充換電設備與電網互動情況下的直流配電網建設和優化運行方案，直流配電網管理和控制系統，直流配電網示範工程及相關技術、裝置和系統的有效驗證。 在一個相對獨立的地域范圍，建立一個涵蓋發電、輸電、配電、用電、儲能的智能電網綜合集成示範工程，實現智能電網多個領域技術的綜合測試、實驗和示範，並研究智能電網的可行商業運營模式，形成對未來智能電網形態的整體展示，體現低碳、高效、兼容接入、互動靈活的特點。
智能電網集成綜合示範的技術領域包括：
大規模接入間歇式能源並網技術；
與電動汽車充電設施協調運行電網技術；
大規模儲能系統；
高密度多點分布式供能系統；
智能配用電系統；
用戶與電網的互動技術；
智能電網信息及通信技術。

Ⅳ 什麼是農電體制改革

農電體制改革是為貫徹落實黨的十八大和十八屆三中、四中全會精神及中央財經領導小組第六次會議，國家能源委員會第一次會議精神，進一步深化電力體制改革，解決制約電力行業科學發展的突出矛盾和深層次問題，促進電力行業又好又快發展，推動結構轉型和產業升級，而提出的概念。

一、電力體制改革的重要性和緊迫性

自2002年電力體制改革實施以來，在黨中央、國務院領導下，電力行業破除了獨家辦電的體制束縛，從根本上改變了指令性計劃體制和政企不分、廠網不分等問題，初步形成了電力市場主體多元化競爭格局。

一是促進了電力行業快速發展。2014年全國發電裝機容量達到13.6億千瓦，發電量達到5.5萬億千瓦時，電網220千伏及以上線路迴路長度達到57.2萬千米，220千伏及以上變電容量達到30.3億千伏安，電網規模和發電能力位列世界第一。二是提高了電力普遍服務水平，通過農網改造和農電管理體制改革等工作，農村電力供應能力和管理水平明顯提升，農村供電可靠性顯著增強，基本實現城鄉用電同網同價，無電人口用電問題基本得到了解決。三是初步形成了多元化市場體系。在發電方面，組建了多層面、多種所有制、多區域的發電企業；在電網方面，除國家電網和南方電網，組建了內蒙古電網等地方電網企業；在輔業方面，組建了中國電建、中國能建兩家設計施工一體化的企業。四是電價形成機制逐步完善。在發電環節實現了發電上網標桿價，在輸配環節逐步核定了大部分省的輸配電價，在銷售環節相繼出台差別電價和懲罰性電價、居民階梯電價等政策。五是積極探索了電力市場化交易和監管。相繼開展了競價上網、大用戶與發電企業直接交易、發電權交易、跨省區電能交易等方面的試點和探索，電力市場化交易取得重要進展，電力監管積累了重要經驗。

同時，電力行業發展還面臨一些亟需通過改革解決的問題，主要有：

一是交易機制缺失，資源利用效率不高。售電側有效競爭機制尚未建立，發電企業和用戶之間市場交易有限，市場配置資源的決定性作用難以發揮。節能高效環保機組不能充分利用，棄水、棄風、棄光現象時有發生，個別地區窩電和缺電並存。二是價格關系沒有理順，市場化定價機制尚未完全形成。現行電價管理仍以政府定價為主，電價調整往往滯後成本變化，難以及時並合理反映用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度和環境保護支出。三是政府職能轉變不到位，各類規劃協調機制不完善。各類專項發展規劃之間、電力規劃的實際執行與規劃偏差過大。四是發展機制不健全，新能源和可再生能源開發利用面臨困難。光伏發電等新能源產業設備製造產能和建設、運營、消費需求不匹配，沒有形成研發、生產、利用相互促進的良性循環，可再生能源和可再生能源發電無歧視、無障礙上網問題未得到有效解決。五是立法修法工作相對滯後，制約電力市場化和健康發展。現有的一些電力法律法規已經不能適應發展的現實需要，有的配套改革政策遲遲不能出台，亟待修訂有關法律、法規、政策、標准，為電力行業發展提供依據。

深化電力體制改革是一項緊迫的任務，事關我國能源安全和經濟社會發展全局。黨的十八屆三中全會提出，國有資本繼續控股經營的壟斷行業，實行以政企分開、政資分開、特許經營、政府監管為主要內容的改革。《中央全面深化改革領導小組2014年工作要點》、《國務院轉批發展改革委關於2014年深化經濟體制改革重點任務意見的通知》對深化電力體制改革提出了新使命、新要求。社會各界對加快電力體制改革的呼聲也越來越高，推進改革的社會訴求和共識都在增加，具備了寬松的外部環境和扎實的工作基礎。

二、深化電力體制改革的總體思路和基本原則

（一）總體思路

深化電力體制改革的指導思想和總體目標是：堅持社會主義市場經濟改革方向，從我國國情出發，堅持清潔、高效、安全、可持續發展，全面實施國家能源戰略，加快構建有效競爭的市場結構和市場體系，形成主要由市場決定能源價格的機制，轉變政府對能源的監管方式，建立健全能源法制體系，為建立現代能源體系、保障國家能源安全營造良好的制度環境，充分考慮各方面訴求和電力工業發展規律，兼顧改到位和保穩定。通過改革，建立健全電力行業「有法可依、政企分開、主體規范、交易公平、價格合理、監管有效」的市場體制，努力降低電力成本、理順價格形成機制，逐步打破壟斷、有序放開競爭性業務，實現供應多元化，調整產業結構，提升技術水平、控制能源消費總量，提高能源利用效率、提高安全可靠性，促進公平競爭、促進節能環保。

深化電力體制改革的重點和路徑是：在進一步完善政企分開、廠網分開、主輔分開的基礎上，按照管住中間、放開兩頭的體制架構，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本開放配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃；推進交易機構相對獨立，規范運行；繼續深化對區域電網建設和適合我國國情的輸配體制研究；進一步強化政府監管，進一步強化電力統籌規劃，進一步強化電力安全高效運行和可靠供應。

（二）基本原則

堅持安全可靠。體制機制設計要遵循電力商品的實時性、無形性、供求波動性和同質化等技術經濟規律，保障電能的生產、輸送和使用動態平衡，保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應，提高電力安全可靠水平。

堅持市場化改革。區分競爭性和壟斷性環節，在發電側和售電側開展有效競爭，培育獨立的市場主體，著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局，形成適應市場要求的電價機制，激發企業內在活力，使市場在資源配置中起決定性作用。

堅持保障民生。結合我國國情和電力行業發展現狀，充分考慮企業和社會承受能力，保障基本公共服務的供給。妥善處理交叉補貼問題，完善階梯價格機制，確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電價格相對平穩，切實保障民生。

堅持節能減排。從實施國家安全戰略全局出發，積極開展電力需求側管理和能效管理，完善有序用電和節約用電制度，促進經濟結構調整、節能減排和產業升級。強化能源領域科技創新，推動電力行業發展方式轉變和能源結構優化，提高發展質量和效率，提高可再生能源發電和分布式能源系統發電在電力供應中的比例。

堅持科學監管。更好發揮政府作用，政府管理重點放在加強發展戰略、規劃、政策、標准等的制定實施，加強市場監管。完善電力監管機構、措施和手段，改進政府監管方法，提高對技術、安全、交易、運行等的科學監管水平。

三、近期推進電力體制改革的重點任務

（一）有序推進電價改革，理順電價形成機制

1、單獨核定輸配電價。政府定價的范圍主要限定在重要公用事業、公益性服務和網路自然壟斷環節。政府主要核定輸配電價，並向社會公布，接受社會監督。輸配電價逐步過渡到按「准許成本加合理收益」原則，分電壓等級核定。用戶或售電主體按照其接入的電網電壓等級所對應的輸配電價支付費用。

2、分步實現公益性以外的發售電價格由市場形成。放開競爭性環節電力價格，把輸配電價與發售電價在形成機制上分開。合理確定生物質發電補貼標准。參與電力市場交易的發電企業上網電價由用戶或售電主體與發電企業通過協商、市場競價等方式自主確定。參與電力市場交易的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價（含線損）、政府性基金三部分組成。其他沒有參與直接交易和競價交易的上網電量，以及居民、農業、重要公用事業和公益性服務用電，繼續執行政府定價。

3、妥善處理電價交叉補貼。結合電價改革進程，配套改革不同種類電價之間的交叉補貼。過渡期間，由電網企業申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額，通過輸配電價回收。

（二）推進電力交易體制改革，完善市場化交易機制

4、規范市場主體准入標准。按照接入電壓等級，能耗水平、排放水平、產業政策以及區域差別化政策等確定並公布可參與直接交易的發電企業、售電主體和用戶准入標准。按電壓等級分期分批放開用戶參與直接交易，參與直接交易企業的單位能耗、環保排放均應達到國家標准，不符合國家產業政策以及產品和工藝屬於淘汰類的企業不得參與直接交易。進一步完善和創新制度，支持環保高效特別是超低排放機組通過直接交易和科學調度多發電。准入標准確定後，升級政府按年公布當地符合標準的發電企業和售電主體目錄，對用戶目錄實施動態監管，進入目錄的發電企業、售電主體和用戶可自願到交易機構注冊成為市場主體。

5、引導市場主體開展多方直接交易。有序探索對符合標準的發電企業、售電主體和用戶賦予自主選擇權，確定交易對象、電量和價格，按照國家規定的輸配電價向電網企業支付相應的過網費，直接洽談合同，實現多方直接交易，短期和即時交易通過調度和交易機構實現，為工商業企業等各類用戶提供更加經濟、優質的電力保障。

6、鼓勵建立長期穩定的交易機制。構建體現市場主體意願、長期穩定的雙邊市場模式，任何部門和單位不得干預市場主體的合法交易行為。直接交易雙方通過自主協商決定交易事項，依法依規簽訂電網企業參與的三方合同。鼓勵用戶與發電企業之間簽訂長期穩定的合同，建立並完善實現合同調整及偏差電量處理的交易平衡機制。

7、建立輔助服務分擔共享新機制。適應電網調峰、調頻、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務新要求，完善並網發電企業輔助服務考核新機制和補償機制。根據電網可靠性和服務質量，按照誰受益、誰承擔的原則，建立用戶參與的服務服務分擔共享機制。用戶可以結合自身負荷特性，自願選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同，約定各自的服務服務權利與義務，承擔必要的輔助服務費用，或按照貢獻獲得相應的經濟補償。

8、完善跨省跨區電力交易機制。按照國家能源戰略和經濟、節能、環保、安全的原則，採取中長期交易為主、臨時交易為補充的交易模式，推進跨省跨區電力市場化交易，促進電力資源在更大范圍優化配置。鼓勵具備條件的區域在政府指導下建立規范的跨省跨區電力市場交易機制，促使電力富餘地區更好地向缺電地區輸送電力，充分發揮市場配置資源、調劑餘缺的作用。積極開展跨省跨區輔助服務交易。待時機成熟時，探索開展電力期貨和電力場外衍生品交易，為發電企業、售電主體和用戶提供遠期價格基準和風險管理手段。

（三）建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規范的市場交易平台

9、遵循市場經濟規律和電力技術特性定位電網企業功能。改變電網企業集電力輸送、電力統購統銷、調度交易為一體的狀況，電網企業主要從事電網投資運行、電力傳輸配送，負責電網系統安全，保障電網公平無歧視開放，按國家規定履行電力普遍服務義務。繼續完善主輔分離。

10、改革和規范電網企業運營模式。電網企業不再以上網電價和銷售電價價差作為收入來源，按照政府核定的輸配電價收取過網費。確保電網企業穩定的收入來源和收益水平。規范電網企業投資和資產管理行為。

11、組建和規范運行電力交易機構。將原來由電網企業承擔的交易業務與其他業務分開，實現交易機構相對獨立運行。電力交易機構按照政府批準的章程和規則為電力市場交易提供服務。相關政府部門依據職責對電力交易機構實施有效監管。

12、完善電力交易機構的市場功能。電力交易機構主要負責市場交易平台的建設、運營和管理，負責市場交易組織，提供結算依據和服務，匯總用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合同，負責市場主體的注冊和相應管理，披露和發布市場信息等。

（四）推進發用電計劃改革，更多發揮市場機制的作用

13、有序縮減發用電計劃。根據市場發育程度，直接交易的電量和容量不再納入發用電計劃。鼓勵新增工業用戶和新核準的發電機組積極參與電力市場交易，其電量盡快實現以市場交易為主。

14、完善政府公益性調節性服務功能。政府保留必要的公益性調節性發用電計劃，以確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電，確保維護電網調峰調頻和安全運行，確保可再生能源發電依照規劃保障性收購。積極開展電力需求側管理和能效管理，通過運用現代信息技術、培育電能服務、實施需求響應等，促進供需平衡和節能減排。加強老少邊窮地區電力供應保障，確保無電人口用電全覆蓋。

15、進一步提升以需求側管理為主的供需平衡保障水平。政府有關部門要按照市場化的方向，從需求側和供應側兩方面入手，搞好電力電量整體平衡。提高電力供應的安全可靠水平。常態化、精細化開展有序用電工作，有效保障供需緊張下居民等重點用電需求不受影響。加強電力應急能力建設，提升應急響應水平，確保緊急狀態下社會秩序穩定。

（五）穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開售電業務

16、鼓勵社會資本投資配電業務。按照有利於促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求，探索社會資本投資配電業務的有效途徑。逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。

17、建立市場主體准入和退出機制。根據開放售電側市場的要求和各地實際情況，科學界定符合技術、安全、環保、節能和社會責任要求的售電主體條件。明確售電主體的市場准入、退出規則，加強監管，切實保障各相關方的合法權益。電網企業應無歧視地向售電主體及其用戶提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務，按約定履行保底供應商義務，確保無議價能力用戶也有電可用。

18、多途徑培育市場主體。允許符合條件的高新產業園區或經濟技術開發區，組建售電主體直接購電；鼓勵社會資本投資成立售電主體，允許其從發電企業購買電量向用戶銷售；允許擁有分布式電源的用戶或微網系統參與電力交易；鼓勵供水、供氣、供熱等公共服務行業和節能服務公司從事售電業務；允許符合條件的發電企業投資和組建售電主體進入售電市場，從事售電業務。

19、賦予市場主體相應的權責。售電主體可以採取多種方式通過電力市場購電，包括向發電企業購電、通過集中競價購電、向其他售電商購電等。售電主體、用戶、其他相關方依法簽訂合同，明確相應的權利義務，約定交易、服務、收費、結算等事項。鼓勵售電主體創新服務，向用戶提供包括合同能源管理、綜合節能和用能咨詢等增值服務。各種電力生產方式都要嚴格按照國家有關規定承擔電力基金、政策性交叉補貼、普遍服務、社會責任等義務。

（六）開放電網公平接入，建立分布式電源發展新機制

20、積極發展分布式電源。分布式電源主要採用「自發自用、餘量上網、電網調節」的運營模式，在確保安全的前提下，積極發展融合先進儲能技術、信息技術的微電網和智能電網技術，提高系統消納能力和能源利用效率。

21、完善並網運行服務。加快修訂和完善接入電網的技術標准、工程規范和相關管理辦法，支持新能源、可再生能源、節能降耗和資源綜合利用機組上網，積極推進新能源和可再生能源發電與其他電影、電網的有效銜接，依照規劃認真落實可再生能源發電保障性收購制度，解決好無歧視、無障礙上網問題。加快制定完善新能源和可再生能源研發、製造、組裝、並網、維護、改造等環節的國家技術標准。

22、加強和規范自備電廠監督管理。規范自備電廠准入標准，自備電廠的建設和運行應符合國家能源產業政策和電力規劃布局要求，嚴格執行國家節能和環保排放標准，公平承擔社會責任，履行相應的調峰義務。擁有自備電廠的企業應按規定承擔與自備電廠產業政策相符合的政府性基金、政策性交叉補貼和系統備用費。完善和規范余熱、余壓、余氣、瓦斯抽排等資源綜合利用類自備電廠支持政策。規范現有自備電廠成為合格市場主體，允許在公平承擔發電企業社會責任的條件下參與電力市場交易。

23、全面放開用戶側分布式電源市場。積極開展分布式電源項目的各類試點和示範。放開用戶側分布式電源建設，支持企業、機構、社區和家庭根據各自條件，因地制宜投資建設太陽能、風能、生物質能發電以及燃氣「熱電冷」聯產等各類分布式電源，准許接入各電壓等級的配電網路和終端用電系統。鼓勵專業化能源服務公司與用戶合作或以「合同能源管理」模式建設分布式電源。

（七）加強電力統籌規劃和科學監管，提高電力安全可靠水平

24、切實加強電力行業特別是電網的統籌規劃。政府有關部門要認真履行電力規劃職責， 優化電源與電網布局，加強電力規劃與電源燈規劃之間、全國電力規劃與地方性電力規劃之間的有效銜接。提升規劃的覆蓋面、權威性和科學性，增強規劃的透明度和公眾參與度，各種電源建設和電網布局要嚴格規劃有序組織實施。電力規劃應充分考慮資源環境承載力，依法開展規劃的環境影響評價。規劃經法定程序審核後，要向社會公開。建立規劃實施檢查、監督、評估、考核工作機制，保障電力規劃的有效執行。

25、切實加強電力行業及相關領域科學監督。完善電力監管組織體系，創新監管措施和手段，有效開展電力交易、調度、供電服務和安全監管，加強電網公平接入、電網投資行為、成本及投資運行效率監管，切實保障新能源並網接入，促進節能減排，保障居民供電和電網安全可靠運行。加強和完善行業協會自律、協調、監督、服務的功能，充分發揮其在政府、用戶和企業之間的橋梁紐帶作用。

26、減少和規范電力行業的行政審批。進一步轉變政府職能、簡政放權，取消、下放電力項目審批許可權，有效落實規劃，明確審核條件和標准，規范簡化審批程序，完善市場規劃，保障電力發展戰略、政策和標准有效落實。

27、建立健全市場主體信用體系。加強市場主體誠信建設，規范市場秩序。有關部門要建立企業法人及其負責人、從業人員信用紀錄，將其納入統一的信用信息平台，使各類企業的信用狀況透明、可追溯、可核查。加大監管力度，對企業和個人的違法失信行為予以公開，違法失信行為嚴重且影響電力安全的，要實行嚴格的行業禁入措施。

28、抓緊修訂電力法律法規。根據改革總體要求和進程，抓緊完成電力法的修訂及相關行政法規的研究起草工作，充分發揮立法對改革的引導、推動、規范、保障作用。加強電力依法行政。加大可再生能源法的實施力度。加快能源監管法規制定工作，適應依法監管、有效監管的要求，及時制定和修訂其他相關法律、法規、規章。

四、加強電力體制改革工作的組織實施。

電力體制改革工作關系經濟發展、群眾生活和社會穩定，要加強組織領導， 按照整體設計、重點突破、分步實施、有序推進、試點先行的要求，調動各方面的積極性，確保改革規范有序、穩妥推進。

（一）加強組織協調。完善電力體制改革工作小組機制，制定切實可行的專項改革工作方案及相關配套措施，進一步明確職責分工，明確中央、地方、企業的責任，確保電力體制改革工作順利推進。

（二）積極營造氛圍。加強與新聞媒體的溝通協調，加大對電力體制改革的宣傳報道，在全社會形成推進電力體制改革的濃厚氛圍，加強改革工作的溝通協調，充分調動各方積極性，凝聚共識、形成工作合力。

（三）穩妥有序推進。電力體制改革是一項系統性工程，要在各方共識的基礎上有序、有效、穩妥推進。逐步擴大輸配電價改革試點范圍。對售電側改革、組建相對獨立運行的電力交易機構等重大改革事項，可以先進行試點，在總結試點經驗和修改完善相關法律法規的基礎上再全面推開。

Ⅵ 中共中央國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見的改革重點

《意見》明確了深化電力體制改革的重點和路徑是：按照管住中間、放開兩頭的體制架構，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本放開配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃；推進交易機構相對獨立，規范運行；繼續深化對區域電網建設和適合我國國情的輸配體制研究；進一步強化政府監管，進一步強化電力統籌規劃，進一步強化電力安全高效運行和可靠供應。
《意見》明確了將會保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電價格相對平穩，切實保障民生。此外，還要堅持節能減排，積極開展電力需求側管理和能效管理，完善有序用電和節約用電的制度。
在理順電價形成機制的表述中，明確了要單獨核定輸配電價。政府定價的范圍主要限定在重要公用事業、公益性服務和網路型自然壟斷環節。輸配電價逐步過渡到「准許成本加合理收益」原則，分電壓等級核定。用戶或售電主體按照其接入的電網電壓等級所對應的輸配電價支付費用。
合理確定生物質能發電補貼標准。參與電力市場交易的發電企業上網電價由用戶或售電主體與發電企業通過協商、市場競價等方式自主確定。參與電力市場交易的用戶購電價格，由市場交易價格、輸配電價（含線損）、政府性基金三部分組成。
過渡期間，由電網企業申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額，通過輸配電價回收。
規范市場主體准入標准。按照接入電壓等級、能耗水平、排放水平、產業政策以及區域差別化政策等確定並公布可參與直接交易的發電企業、售電主體和用戶准入標准。按照電壓等級分期分批放開用戶參與直接交易，參與直接交易企業的單位能耗、環保排放均應達到國家標准，不符合國家產業政策以及產品和工藝屬於淘汰類的企業不得參與直接交易。
建立輔助服務分擔共享新機制。適應電網調峰、調頻、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務的新要求，完善並網發電企業輔助服務考核機制和補償機制。根據電網可靠性和服務質量，按照誰受益、誰承擔的原則，建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制。用戶可以結合自身負荷特性，自願選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同，約定各自的輔助服務權利和義務，承擔必要的輔助服務費用，或按照貢獻獲得相應的經濟補償。
鼓勵社會資本投資配電業務。探索社會資本投資配電業務的有效途徑，逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。
多途徑培育市場主體，允許符合條件的高新產業園區或經濟技術開發區，組建售電主體直接購電，鼓勵社會資本投資成立售電主體，允許其從發電企業購買電量向用戶銷售；允許擁有分布式電源的用戶或微網系統參與電力交易；鼓勵供水、供氣、供熱等公共服務行業和節能服務公司從事售電業務；允許符合條件的發電企業投資和組件售電主體進入售電市場從事售電業務。
全面放開用戶側分布式電源市場。放開用戶側分布式電源建設，支持企業、機構、社區和家庭根據各自條件，因地制宜投資建設太陽能、風能、生物質能發電以及燃氣「熱電冷」聯產等各類分布式電源，准許接入各電壓等級的配電網路和終端用電系統。鼓勵專業化能源服務公司與用戶合作或以「合同能源管理」模式建設分布式電源。

Ⅶ 分布式能源的運營模式

我國分布式能源尚處於起步階段，分布式能源有投資大、運行維護技術復雜等自身缺點，我國分布式能源發展，其運營模式至關重要。此外，在分布式能源向其他用戶供電方面，還存在一些法律障礙，也是分布式能源發展中需要重點解決的問題。
1、分布式能源的運營模式分析
我國的分布式能源項目的運營主要有三種模式：
模式一：業主自行投資，並負責日常維護。分布式能源項目由其所屬業主投資興建，並由業主負責組織專業人員負責日常設備運行與維護。
模式二：採用能源服務公司模式。在這種方式中，分布式能源項目由業主投資，項目建成後聘請或採用能源服務的方式，由專業機構如能源服務公司負責設備的運行和維護。
模式三：採用合同能源管理模式。由節能服務公司與客戶簽訂節能服務合同，可以通過使用分布式能源設備來提供客戶的能源使用效率，降低用戶的能耗。節能服務公司提供的合同能源管理包括：項目設計、項目融資、設備采購、施工、設備安裝調試等節能服務，並通過從客戶進行節能改造後獲得的節能效益中收回投資和取得利潤。
對於分布式可再生能源，其初始投資相對較小，日常維護相對簡單，並且富餘電量一般採用直接上網方式，可以採用模式一或模式二方式。
對於天然氣分布式能源，特別是熱電聯產和三聯供系統，由於涉及到發動機機械、並網和三相負荷管理、水路循環的熱力技術和計算機化管理等多方面的知識，需要多個專業領域的技術人員來負責運行維護。對於這一類的分布式能源系統?可以引入專業的能源服務公司，採用由能源服務公司負責日常維護或採用合同能源管理的方式。
2、向其他用戶供電的問題
分布式能源的開發和利用應該首先立足於滿足用戶自身的能源需求，減少能源傳輸損耗，提高用戶的能源綜合利用效率。在滿足自身的電力需求的基礎上，在用戶用電低谷期，可能會出現電力富餘的情況。
根據我國《電力法》的規定，「供電企業在批準的供電營業區內向用戶供電」，「一個供電營業區內只設立一個供電營業機構」，「供電營業機構持《供電營業許可證》向工商行政管理部門申請領取營業執照，方可營業」。分布式能源業主將多餘電力出售給其他用戶，並不符合電力法的相關規定。
此外，由於我國尚未開展電力零售側競爭，獨立的輸配電價尚未形成，政策條件還不具備分布式能源的余電向其他用戶出售的條件。建議在現階段，分布式能源的余電只向電網企業進行出售，上網電價按照政府批準的分布式能源上網電價來執行。隨著我國電力市場建設的開展，輸配電價機制的建立，在政策和法律條件具備的情況下，再開展分布式能源與其他用戶的售電交易。

Ⅷ 分布式能源建設覆蓋面積與機組容量大小或投資大概比例是多少

1.1分布式能源的定義

國際分布式能源聯盟WADE對 「分布式能源」定義：由下列發電系統組成，這些系統能夠在消費地點或很近的地方發電（1）高效的利用發電產生的廢能—生產熱和電（2）現場端的可再生能源系統（3）包括利用現場廢氣、廢熱以及多餘壓差來發電的能源循環利用系統。這些系統歸為分布式能源系統，而不考慮這些項目的規模、燃料或技術，及該系統是否聯網等條件。

分布式能源的先進技術包括太陽能利用、風能利用、燃料電池和燃氣冷熱電三聯供等多種形式。

1.2分布式電源的優點以及研究其交易模式的意義

大容量高參數機組的中心電站 、超高壓遠距離輸電、大電網互聯集中供 電，這是工業化過程中電力工業發展的必經之路 ，也是 目前電能生產輸送和分配的主要方式。但是它在適應負荷變化的靈活性與供電安全性方面都存在一些弊端。在最近的南方冰災和汶川震災期間都發生了大面積的停電。近年來屢屢發生的能源危機、電力危機與大面積停電事故中，已暴露 出現有 的龐大電力系統存在「笨拙」而又「脆弱」的缺點。而分布式能源具有能源利用效率高，環境負面影響小，能提高能源供應可靠性和經濟效益的特點。制定合理有效的分布式電源交易模式可以促進分布式能源建設的健康快速發展。

Ⅸ 電改下的光伏：上位還需哪些條件

電改無疑將給新能源帶來巨大的發展空間，但是光伏發電在國家能源結構中要想佔有更大的份額，就必須注重融資、模式、技術的創新，就必須回歸市場經濟本質要求。

電改關鍵詞：開放

總體看，今年9號文對新一輪電力改革進行了部署，重點和路徑是「三放開一獨立三強化」：有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本放開配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃；推進交易機構相對獨立；進一步強化政府監管，進一步強化電力統籌規劃，進一步強化電力安全高效運行和可靠供應。

電價改革

第一步是單獨核定輸配電價，第二步是分布實現公益性以外的發售電價格由市場形成，第三步是妥善處理電價交叉補貼。

輸配電價逐步過渡到按「准許成本加合理收益」原則，分電壓等級核定。國家發改委、國家能源局在6月出台的《輸配電定價成本監審辦法（試行）》明確指出，「輸配電定價成本包括折舊費和運行維護費。折舊費指按與輸配電服務相關的固定資產原值和一定折舊率計提的費用，並對不得列入輸配電定價成本的情況進行了詳細的規定。深圳、蒙西、寧夏等輸配電價試點方案都給出了詳細的計算、歸集辦法。大家可參考分析。

總的趨勢很明顯，就是電網以後花錢要更加註重效益了，政府對准許成本的監管將直接影響到電網公司的「錢袋子」。還有一個問題是理清電價交叉補貼，確保直接參與市場交易和不直接參與市場交易的市場主體之間的公平。

交易體制改革

市場准入方面，將按照電壓等級、能耗水平、排放水平、產業政策以及區域差別化政策等確定並公布參與直接交易的發電企業、售電主體和用戶准入標准；省級政府按年度公布當地符合標準的發電、售電主體目錄。

交易機制方面，引導開展多方直接交易，鼓勵建立長期穩定的雙邊市場模式，建立輔助服務分擔共享機制（含用戶主動需求響應），完善跨省區電力市場交易機制（提出探索電力期貨、電力場外衍生品交易等電力商品的金融屬性開發，值得關注，特別是在大宗商品交易、金融市場活躍度高的地區，如深圳在此方面的嘗試）。

相對獨立的電力交易機構方面，電力交易機構從電網企業中與其他業務分開，實現相對獨立運行，其主要職能是負責市場交易平台的建設、運營和管理，負責市場交易組織，提供結算依據和服務，匯總用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合同，負責市場主體注冊和相應管理，披露和發布市場信息等。而電網企業主要從事電網投資運行、電力傳輸配送、負責電網系統安全，保障電網公平無歧視開放，按國家規定履行電力普遍服務義務。

目前，國網和南網對於交易相對獨立持有不同的觀點，前者認為交易應該留在電網內，至少未來的交易機構應該由電網公司控股；後者認為交易機構可以完全獨立於電網。
發電計劃改革

有序減少發用電計劃，鼓勵新增工業用戶和新核準的發電機組積極參與電力市場交易。積極開展電力需求側管理和能效服務，培育電能服務、實施需求響應等。

向社會資本放開配售電業務

這是一個萬億級的市場！

首先是「新五類」主體：允許符合條件的高新產業園區或經濟技術開發區，組建售電主體直接購電；

鼓勵社會資本投資成立售電主體，允許其從發電企業購買電量向用戶銷售；

允許擁有分布式電源的用戶或微網系統參與電力交易；

鼓勵供水、供氣、供熱等公共服務行業和節能服務公司從事售電業務；

允許符合條件的發電企業投資和組建售電主體進入售電市場。

其次，電網企業將無歧視向售電主體及其用戶提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務，承擔保底供應商責任。鼓勵售電主體向用戶提供合同能源管理、綜合節能和用能咨詢等增值服務。

對於電網而言，假如很多售電業務的收費、結算都繞過電網公司，對後者的現金流將造成重大影響！但售電市場開放還存在很多不確定性因素：售電公司的門檻有多高（如注冊資本金與業務范圍的關系）？電網公司可否開展競爭性售電業務？發電公司開展售電業務的影響有多大？民營售電公司如何通過金融運作、業務多元、增值服務等手段與具有電網背景的售電公司競爭？……總之，售電公司不僅是技術、人才、商業模式的競爭，更是資本的盛宴！
電改與新能源

對於新能源（含分布式光伏）來說，9號文的出台帶來了諸多利好。

首先，將可再生能源和分布式能源系統作為我國優化能源結構的重點方向，其戰略地位大大提升。

在發展原則中的「堅持節能減排」一條，就明確提出「推動電力行業發展方式轉變和能源結構優化，提高發展質量和效率，提高可再生能源發電和分布式能源系統發電在電力供應中的比例」。這就要求我國要將站在戰略的高度、採用長遠的視野，謀劃新能源和分布式光伏產業的發展，注重產業升級、技術創新、政策完善。

其次，擁有分布式電源將使很多主體從單一的「消費戶」轉變為「產消者」，參與市場交易與競爭。

9號文在「多途徑培育市場主體」部分提出，「允許擁有分布式電源的用戶或微網系統參與電力交易」。參與競爭和交易，最終還是要按照市場規律行事。

一是分布式電源主體要積極通過提高技術水平、運維水平、管理水平等降低成本，最終要脫離政府補貼的「呵護」，在價格上與其他形式的電源可以實現電網平價；二是分布式電源主體應學會如何利用規則，如學會採用項目評級、擔保、融資、碳稅等金融手段，搶占上位；三是分布式電源技術應該變得更加「親民」，即它應該是更加模塊化、標准化、定製化、簡便化和即插即用的，應該變得更加容易被廣大用戶，特別是居民用戶所熟知、所喜愛，這樣，分布式電源才能有勃勃生機！

再次、新能源和分布式光伏在享有政策呵護的同時，應該承擔起更大的電網運行責任和義務。

9號文提出，「開放電網公平接入，建立分布式電源發展新機制」，「積極發展分布式電源」，「支持新能源、可再生能源……機組上網，積極推進新能源和可再生能源發電與其他電源、電網的有效銜接」等。政策的支持傾向非常明顯。但是換位思考，這對電網運行和傳統電源將帶來怎樣的影響？

例如，「十三五」末，我國太陽能發電裝機將達到1.5億千瓦，今後每年有2500萬千瓦左右新增發電裝機，加上每年新增的幾千萬千瓦的風電，這需要電網匹配更多的調頻調峰電源或儲能裝置，需要安裝更多的電壓控制、電能質量控制裝置，更需要傳統電源騰出一定的市場空間。從倫理上講，如何幫助實現「源、網、荷、儲」的高效協調，如何幫助化解由於傳統電源發電小時數下降造成的設備效率、人員收入、社會穩定等問題，也是我國在支持發展新能源和分布式光伏的同時，需要考慮的重大問題。
★補貼問題呼喚分布式電源發展新機制

當前光伏發電發展迅速，帶來的一個大問題就是電價補貼問題。根據發改委規定：「光伏電站標桿上網電價高出當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫等環保電價）的部分，通過可再生能源發展基金予以補貼。

對分布式光伏發電實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標准為每千瓦時0.42元（含稅），通過可再生能源發展基金予以支付，由電網企業轉付；其中，分布式光伏發電系統自用有餘上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。」

但由於近年分布式光伏發電量迅猛增長，電網墊付的資金量非常大。近期電網公司就要求下屬單位開展分布式電源項目抄表結算工作和「全額上網」分布式光伏發電項目補助標准參照光伏電站相關政策規定執行的解釋工作。當前地面電站拿到補貼要等15個月（由國家財政支付），而全額上網的分布式光伏拿到補貼僅需要3個月（由電網企業墊付，周期短，現金流好）。但目前，由於補貼量很大，電網承擔的支付壓力較大，加之有些分布式發電項目沒有納入目錄，所以不能及時得到財政撥款，所以才出現了電網企業執行墊付補貼的困局。

未來，分布式電源規模的不斷增加，會倒逼相關政策進行調整的，現在的支持力度越大，規模上來得越快，帶來的困難也越大。「時機」很重要，如何在一個合適的規模下適時開始政策調整，將是考驗政府和產業界的重大問題！

總之，對於光伏發電的未來，我充滿信心！我國太陽能資源豐富，光伏產業鏈完整、成熟，光伏發電的商業模式多樣，貼近用戶，建設周期短，形式多樣，是在發電領域實現金融創新、模式創新、技術創新的最佳選擇。當然，光伏發電在國家能源結構中要想佔有更大的份額，就必須注重融資、模式、技術的創新，就必須回歸市場經濟本質要求，就必須在脫離政策「呵護」的條件下與傳統電源公平競爭。