采用适合的平衡机制。为更好地消纳分布式可再生能源发电，德国实施了电网平衡基团机制。每个平衡基团是一个电力供需平衡责任方，首选要争取各自内部实现供需平衡。当无法实现平衡基团内部平衡时，平衡基团可以向同一个输电网控制区内的其他平衡集群购买平衡服务，或可以借助跨国输电网控制区实现平衡，甚至到欧洲大电网购买平衡服务。在此过程中，平衡基团和输电商的合作是电力供需平衡的关键。目前德国共有2700多个平衡基团，在电力市场和电网运行中发挥着重要作用。

发挥电网区域互联的作用。德国可再生能源的加快发展离不开邻国电网分担相关发展压力。德国与周边邻国电网通过30余条220～400千伏的跨国输电通道互联，还通过海底电缆与瑞典、挪威电网互联。这些跨国输电线路扩大了德国新能源发电的平衡区域，有利支撑了德国电力系统运行。德国在近些年是欧洲国家中出口电能最多的国家之一。

其他方面。德国规划多年连通北部北海风电富集区与南部负荷中心的“南北输电大通道”建设延缓，从一定程度上刺激了具有本地化特点的DRG的发展。此外，德国积极推动点多面广的DRG聚合，通过采取虚拟电厂、需求侧响应、以电为中心的多能耦合等措施，提高分布式能源对电力系统运行的支撑功能。

创新推进中国DRG

与新型电力系统协同发展

受德国发展DRG实践的启发，结合中国规模化发展DRG面临的主要瓶颈和未来发展趋势，本文提出促进DRG与新型电力系统协调发展的措施如下：

在政府监管方面的主要措施

一是根据分布式光伏典型应用场景特点，结合新型电力系统发展趋势，重新制定分布式光伏相关规范，重点支持“自发自用，余量上网”模式。二是对分布式发电配储能，在上网电价或(和)购电价上给予优惠。三是加强对整县屋顶分布式光伏项目业主选择中出现的市场准入低、不公平参与等问题的监管和纠正。四是加强标准体系建设，提高DRG相关设备质量，规范涉网参数管理。

在源网关系方面的主要措施

一是研究创新适应高比例可再生能源配电网规划、设计、运行方法，重点加强直流配电技术、柔性直流技术和新型储能技术等研究，提高配电网接纳分布式新能源的能力。二是加大对现有配电网升级改造力度，提高配电网智能化水平，提升存量资产利用率。三是加强配电网与用户侧涉网设备/终端接口标准、通信规约建设，增加对用户侧可调节负荷、需求侧资源的互动水平，提高配电系统的感知能力与运行韧性，确保系统物理安全和信息安全。四是加强源网荷储集成一体化模式探索与创新发展。五是针对DRG项目是民生类还是商业类的不同，建立接入工程成本回收机制。属于民生类项目的，通过输配电价回收;属于商业类项目的，主要通过电源企业投资为主。六是制定备用容量定价机制，确保电网企业服务价值和服务质量。七是针对大电网为消纳分布式发电提供的调节服务，制定分布式发电企业与用户合理分担的成本回收机制。

在调度交易方面的主要措施

一是明确分布式发电商及储能服务商、灵活性资源集成商等的市场主体地位。二是建立不同平衡区域的灵活调节资源库，建立不同范围平衡区域的灵活性协同机制，适应多样运行方式的需要。三是探索建立适应分布式发电规模化发展的电力市场体系，完善分布式发电市场化交易。四是创新调度体制，确保省调度中心对中低压接入、容量达到一定规模的DRG项目实现“可观、可测、可控”，在分布式发电较多的地区开展平衡集群试点。五是提高信息通信安全稳定性和数据处理功能，提高数据信息的透明性，建立高效、顺畅、安全的源网荷储数据信息交互机制，发挥数据服务作用，利用数字化技术提高系统可靠性。六是尽快启动温室气体自愿减排交易市场(CCER)，推动分布式发电绿证市场、绿电市场和碳市场协同发展。

在开发运营方面的主要措施

一是加强分布式发电技术和管理标准体系建设，规范涉网设备的技术检测与认证。二是加强分布式发电业务信用体系建设，涵盖设备制造、设计、投资、施工、运营和维护、用户等全链条，加强信用评估，并与社会信用体系联动，减少信用风险。三是建立分布式发电企业与用电企业银行账号绑定关系，能够采用月度自动划拨的形式收取电费。四是制定屋顶分布式光伏项目产权确权办法，提高相关资产稳定性和融资能力。五是鼓励采取智能化、物联网技术，提高对点多面广的分布式发电项目的状态监测水平，支持采取专业化、本地化、平台化运维新模式。

在项目融资方面的主要措施

一是完善分布式发电资产评估体系，完善相关保险制度，将其纳入绿色金融支持范围，合理界定分布式发电绿色金融项目的信用评级标准和评估准入条件。二是拓宽分布式发电项目融资渠道，加大绿色债券、绿色信贷对分布式发电项目的支持力度。三是研究探索将分布式发电项目纳入基础设施不动产投资信托基金(REITs)试点支持范围。四是支持将符合条件的分布式发电项目温室气体核证减排量纳入全国碳排放权交易市场进行配额清缴抵销。

在项目经济性方面的主要措施

一是明确户用分布式光伏补贴延续年限，减少政策不确定性。二是加强对分布式发电涉网设备(含通信)造价管理，确保投资更合理、更透明。

主要政策建议

确保中国DRG规模化高质量发展，基础是加快形成DRG对地方经济、生态、社会发展的推动促进作用，关键是建立起DRG与电力系统协调关系，核心是加强体制机制创新、技术创新和市场创新。鉴于此，特提出如下建议：

一是从中央层面加快完善DRG发展相关法规政策，指导地方政府制定发展战略，推动DRG高质量发展。加快修订《可再生能源法》，鼓励利用乡村、城镇和公共建筑、各类园区、厂区的闲置屋顶或土地建设DRG，促进清洁能源开发利用。完善《物权法》，明确屋顶分布式光伏项目的独立产权性质，解决确权问题。启动地方分布式可再生能源资源量调查，建立典型场景库，由各地能源主管部门牵头研究编制本地包含DRG在内的分布式可再生能源多元化发展战略和规划布局。

二是以“价格、调度和市场”三类机制创新为重点，理顺源网荷储各方利益关系。加快建立可有效及时反映DRG系统价值、电网为接纳和配置DRG电能进行合理投资的定价机制，在DRG项目与用户、电网企业之间建立合理的电力系统成本分摊机制。推进分布式发电市场化交易落到实处，依托地市调度机构建立市域范围内的DRG交易中心，鼓励DRG项目与邻近用户建立长期交易关系，形成稳定的DRG市场化发展条件。

三是以“规划、技术和灵活性资源”三类创新为重点，全面提升配电网对高比例新能源的适应能力。针对配电网从“无源”变成“有源”、新型用电负荷不断出现、电源随着DRG比例增加呈现结构性变化的情况，创新配电网规划技术、评价体系。加强技术创新，重点包括新型储能技术、功率预测技术、直流配电技术和柔性直流输电技术、高比例新能源配电网的仿真技术等。加强数字化、智能化技术应用，高效、科学集成DRG、电动汽车、需求侧响应、可调节负荷等各类灵活性资源，参与电力市场现货与辅助服务市场。

四是兼顾系统安全与DRG可持续发展，因地制宜制定DRG并网技术标准体系。各地应科学研究当地配电网为实现安全可靠接纳配置DRG，在信息通信、故障穿越、设备调节控制等方面所需要的最低技术条件。重视对DRG配储能技术标准的研究编制，避免电网系统调节责任过度转移给新能源发电企业。

五是推动建立DRG乡村振兴发展基金，促进DRG的发展红利惠及“三农”。积极吸纳金融机构、设备制造企业、电网企业、乡村集体等共同建立DRG助力乡村振兴发展基金，助力乡村用能绿色转型，改善农民用能用电状况，增加农民收入，促进乡村农业与DRG的复合式发展。