1、国家能源局发布2024年1-10月份全国电力工业统计数据。截至10月底，全国累计发电装机容量约31.9亿kW，同比增长14.5%。其中，太阳能发电装机容量约7.9亿kW，同比增长48.0%；风电装机容量约4.9亿kW，同比增长20.3%。

1-10月份，全国发电设备累计平均利用2880小时，比上年同期减少128小时；全国主要发电企业电源工程完成投资7181亿元，同比增长8.3%；电网工程完成投资4502亿元，同比增长20.7%。

注：

1.全国发电装机容量及其中的分项指截至统计月的累计装机容量。

2.“同比增长”列中，标*的指标为绝对量；标▲的指标为百分点。

2、31省份各类型电源发电量排名（2024年1-10月），31省份1-10月份的各类型电源发电量排名情况，包括总发电量、火力发电量、水力发电量、核能发电量、风力发电量、太阳能发电量。

1-10月各地总发电量，排名前五的分别是：内蒙古6666.6亿kW·h、广东省5776.4亿kW·h、江苏省5273.2亿kW·h、山东省5044.4亿kW·h、新疆4371.9亿kW·h。

1-10月各地火力发电量，排名前五的分别是：内蒙古5102.8亿kW·h、江苏省4258.1亿kW·h、山东省4209.3亿kW·h、广东省4110.9亿kW·h、新疆3129.2亿kW·h。

1-10月各地水力发电量，排名前五的分别是：四川省3310.2亿kW·h、云南省2695.3亿kW·h、湖北省1111.7亿kW·h、广西462.3亿kW·h、贵州省453.3亿kW·h。

1-10月各地核能发电量，排名前五的分别是：广东省1030亿kW·h、福建省656.5亿kW·h、浙江省621.1亿kW·h、江苏省433.1亿kW·h、辽宁省427.1亿kW·h。

1-10月各地风力发电量，排名前五的分别是：内蒙古1264.8亿kW·h、新疆616亿kW·h、河北省495.9亿kW·h、山东省454.8亿kW·h、江苏省450亿kW·h。

1-10月各地太阳能发电量，排名前五的分别是：新疆315.8909亿kW·h、内蒙古259.3319亿kW·h、河北省257.8183亿kW·h、青海省237.6875亿kW·h、宁夏237.4842亿kW·h。

3、11月21日，广东中山市人民政府印发《中山市推动分布式光伏高质量发展行动计划（2024—2030年）》（以下简称《计划》）的通知。《计划》指出，新规划建设的各类园区要同步规划、配套建设分布式光伏，力争新建厂房屋顶光伏覆盖率到2025年达到50%、2030年实现全覆盖；对既有各类工业园区全面实施绿色化改造，力争光伏覆盖率到2030年不低于50%。积极推动园区外具有开发条件的各类工商企业利用屋顶及周边已批建设用地配套建设光伏发电系统。拓展综合利用场景。在高速公路服务区、城市商业体、综合体、居民区及其他具备条件的场所，依托光伏发电、储能和充电基础设施等推广光储充一体化项目建设，推动建设智能控制终端和能量管理系统，充分挖掘储能、光伏、充电桩等分布式资源调节潜力。推动适用于源网荷储、光储充一体化等综合应用场景的新型储能产品研发制造和先进产品研发示范应用。推动我市先进光伏产品和技术积极申报纳入省应用场景清单，加大光伏技术产品供需对接。原文如下：

中山市人民政府办公室关于印发中山市推动分布式光伏高质量发展行动计划（2024—2030年）的通知，火炬开发区管委会，翠亨新区管委会，各镇政府、街道办事处，市各有关单位：

经市人民政府同意，现将《中山市推动分布式光伏高质量发展行动计划（2024—2030年）》印发给你们，请结合实际认真贯彻落实。实施过程中遇到的问题，请径向市发展改革局反映。中山市人民政府办公室2024年10月23日中山市推动分布式光伏高质量发展行动计划（2024—2030年）为推动中山市分布式光伏高质量发展，根据《关于企业投资项目核准和备案管理的实施办法》（粤发改规〔2022〕1号）、《广东省推进分布式光伏高质量发展行动方案》（粤办函〔2024〕92号）、《中山市分布式光伏发电项目建设管理暂行办法》（中发改规字〔2022〕03号），结合我市实际，特制定本行动计划。

一、明确开发重点

（一）实施园区全覆盖。新规划建设的各类园区要同步规划、配套建设分布式光伏，力争新建厂房屋顶光伏覆盖率到2025年达到50%、2030年实现全覆盖；对既有各类工业园区全面实施绿色化改造，力争光伏覆盖率到2030年不低于50%。积极推动园区外具有开发条件的各类工商企业利用屋顶及周边已批建设用地配套建设光伏发电系统。（市发展改革局、科技局、工业和信息化局、住房城乡建设局、农业农村局、商务局按职责分工负责）

（二）推进公共机构、公共设施等宜装尽装。新建建筑应按规定安装光伏发电系统，鼓励机关、医院、学校、体育场、图书馆、美术馆等新建建筑，以及新建的污水处理厂、停车场等，同时设计建设光伏发电系统，力争新建公共机构屋顶光伏覆盖率到2025年达到50%。积极推动上述既有公共机构、设施屋顶资源加装光伏发电系统，做到宜装尽装。（市财政局、发展改革局、教育体育局、卫生健康局、文化广电旅游局、住房城乡建设局按职责分工负责）

（三）实施重点交通运输基础设施绿色化改造工程。推进高速公路服务区、高铁站、港区、码头等交通运输场站安装光伏发电系统，新建港口码头、物流枢纽实现光伏“能装尽装”。（市交通运输局、发展改革局按职责分工负责）

（四）推进城市建筑光伏发展。在推进老旧小区改造工作中结合实际建设屋顶，鼓励利用大型住宅区屋顶资源开发分布式光伏。鼓励新建屋顶面积达1000平方米以上的工商业和公共建筑，按照光伏建筑一体化（BIPV）要求进行设计和建设。2030年前，在火炬开发区、翠亨新区、石岐总部经济区试点建设一批BIPV项目。根据《中山市建设工程规划许可证豁免清单》和《中山市分布式光伏发电项目建设暂行办法》，符合国土空间规划和用途管制的非经营性小型（单点并网装机容量小于6兆瓦）分布式光伏设施，免于办理建设工程规划许可证。（市住房城乡建设局、工业和信息化局、自然资源局、商务局、发展改革局，火炬开发区、翠亨新区、石岐街道按职责分工负责）

（五）加快农村分布式光伏建设。按照“百千万工程”工作部署，结合乡村建设六项行动，鼓励有条件的地区推广分布式光伏项目，助力乡村振兴。在符合国家用地政策要求前提下，探索利用农村道路及其他公共基础设施等建设光伏廊道。（市农业农村局、住房城乡建设局、交通运输局、发展改革局按职责分工负责）

二、拓展开发模式

（六）鼓励因地制宜选择投资开发模式。对于既有的各类园区、工商企业厂房，按自愿原则整合屋顶资源，依法依规选择投资主体。结合公共资源有偿使用管理，积极开发市属公有物业屋顶光伏项目，促进国有资源资产有效利用。鼓励和支持各镇街参照市级层面有关做法，以辖区为单位统筹资源，采取合法合规的投资方式，利用公共机构屋顶和公共设施建设光伏，统一规划、设计、建设和运维。支持具备条件的镇街（村）结合区域电网消纳意见，采取“公司+镇街（村）+农户”等模式，统一规划设计、打包备案，开展整镇街（村）分布式光伏开发建设；支持农村集体经济组织在尊重农民意愿前提下，以村集体物业设施、厂房屋顶等入股参与项目开发，增加集体收入。（市财政局、发展改革局、工业和信息化局、住房城乡建设局、农业农村局、商务局、国资委，各镇街按职责分工负责）

（七）拓展综合利用场景。在高速公路服务区、城市商业体、综合体、居民区及其他具备条件的场所，依托光伏发电、储能和充电基础设施等推广光储充一体化项目建设，推动建设智能控制终端和能量管理系统，充分挖掘储能、光伏、充电桩等分布式资源调节潜力。（市发展改革局、交通运输局、住房城乡建设局、商务局按职责分工负责）

（八）支持适用型技术产品研发制造。推动明阳薄膜科技有限公司等各类创新主体开展技术研发，鼓励开发企业联合设备制造厂商、勘查设计单位、系统集成商等研究开发适合我市园区、公共机构、公共设施、交通运输基础设施、城市建筑、农村等各类型应用场景的分布式和BIPV建设通用技术产品以及定制化个性化技术产品。推动适用于源网荷储、光储充一体化等综合应用场景的新型储能产品研发制造和先进产品研发示范应用。推动我市先进光伏产品和技术积极申报纳入省应用场景清单，加大光伏技术产品供需对接。（市发展改革局、科技局、工业和信息化局、住房城乡建设局、农业农村局按职责分工负责）

三、加大政策支持力度

（九）落实各项支持政策。电价方面，分布式光伏项目上网电价按照国家和省有关规定执行；支持分布式光伏项目参与绿电绿证交易，获得相应收益。税收方面，落实符合固定规定的光伏发电企业项目所得税“三免三减半”政策，分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加、国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持基金等针对电量征收的政府性基金，分布式光伏项目不收取系统备用容量费和其他相关并网服务费。金融方面，引导金融机构用好货币政策工具，加大对分布式光伏开发的信贷支持。能耗方面，分布式光伏发电电量消费不纳入能源消耗总量和强度控制。（市发展改革局、财政局，市税务局、中国人民银行中山市分行，中山供电局按职责分工负责）

（十）提升消纳能力。分布式光伏原则上就近消纳，鼓励各类园区和工商业企业光伏发电自发自用。优先支持在具备可接入容量的地区开发建设分布式光伏项目，对存在消纳困难的区域，分布式光伏项目可通过配建新型储能设施、实施汇集升压接入等措施解决接入能力和承载能力不足问题。电网企业要根据区域负荷水平和分布式光伏发展节奏，适度超前谋划和加快配电网升级改造，以满足大规模分布式光伏接入需求。（市发展改革局，中山供电局按职责分工负责）

四、加强规范管理

（十一）强化质量管控。分布式光伏发电项目的设计和安装应符合有关管理规定、设备标准、建筑工程规范和安全规范等。承担项目设计、咨询、安装和监理等相关单位要符合资质要求。依法使用经认证的光伏组件、逆变器等设备产品。落实项目依托建筑物及设施合法性等相关要求。（市发展改革局、住房城乡建设局、自然资源局、市场监管局、城管和执法局，中山供电局按职责分工负责）

（十二）强化安全监管。严格落实分布式光伏项目属地镇街备案管理制度，落实国家关于个人利用自有住宅及在住宅区域内建设的分布式光伏发电项目由电网企业代为备案的工作要求。强化分布式光伏项目规划、选址、设计、施工、并网、运维等全流程管理，加强对分布式光伏项目建筑结构、消防安全、电气安全、防汛防风、地质灾害等风险防范和隐患治理。（市发展改革局、住房城乡建设局、自然资源局、城管和执法局、应急管理局，市消防救援支队、中山供电局，各镇街）

五、加强组织实施

（十三）分布式光伏发电项目安全管理工作实行属地管理和行业监管相结合的监督管理体制。各相关部门要规范项目管理，修订完善相关管理办法；加强用地管理，严控利用建设用地红线范围外地面（含坑塘水面）建设分布式光伏。市发展改革局要加强统筹协调，密切跟进我市分布式光伏建设情况，及时协调解决存在问题；重大事项及时报告市政府。

（十四）市发展改革局作为能源主管部门履行行业监管责任，负责监督全市分布式光伏发电项目按照“产权归谁、责任归谁”的原则落实主体责任；根据国务院投资项目管理规定和省能源主管部门的要求，指导各镇街发展改革部门对分布式光伏发电项目按权限实行项目备案制管理，并在项目备案时出具电力项目安全管理和质量管控事项告知书。

（十五）市自然资源、公安、住房城乡建设、城管和执法、生态环境、应急管理、消防、市场监管等相关部门在各自职责范围内依法依规落实监管责任。电网企业要抓紧开展配电网升级改造，加快提升分布式光伏接入电网承载力。各镇街要严格落实属地责任，强化对分布式光伏发电项目建设、运行和安全的指导和监督管理，在电网企业开展并网验收环节进行联合安全检查。

4、2024年虚拟电厂的困境与突围，国内虚拟电厂的发展取得了显著进步，从概念普及到形成共识、从零星实践到遍地起势。虚拟电厂实际上就是将分布式发电、储能及其他可调节负荷资源聚合，“聚沙成塔”形成快速调节和响应能力。由于近年来风光新能源发电的增长速度远远超过负荷的增长速度，电力消纳问题越来越突出，同时，由于新能源出力的不稳定性，给电力系统平衡带来了巨大挑战，新能源利用率逐渐下降。

未来新型电力系统理想的状态是实现“源荷互动”，但目前在负荷侧并没有形成很好的调节能力，因此，现阶段更需要的是从负荷侧入手，让“荷随源动”。国网冀北电力有限公司电力科学研究院主任王泽森曾指出，用户侧灵活性可调节资源总量大，但布局分散，仍有大量用户侧可调节资源尚未被纳入电力系统可调控范围。2024年，国内虚拟电厂在政策推进、地方实践、盈利探索等方面均取得了不错的进展。从可调节能力、调节意愿和实际案例来看，大型工商业储能和充换电站是相对更有优势的用户侧可调节资源，或将成为虚拟电厂的“主力军”。目前，国内虚拟电厂仍处于比较早期的发展阶段，最显著的问题是“聚而不合”，主要体现在数据标准缺失、运营权之争、技术平台研发成本高等方面。此外，现阶段虚拟电厂接入的资源非常有限，且资源变现能力显著不足，主要是因为目前国内虚拟电厂的市场机制和盈利模式尚未成熟，虚拟电厂的发展需要依托高度市场化的电力交易体系。工商业储能与充换电站优势凸显根据《“十四五”现代能源体系规划》，力争到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到用电负荷的3%～5%。其中华东、华中、南方等地区达到负荷的5%左右。今年7月1日起实行的《电力市场运行基本规则》规定了虚拟电厂的市场经营主体地位，意味着虚拟电厂正式成为电力交易主体，可全面参与电力市场。

虚拟电厂首批国家标准GB/T 44241-2024《虚拟电厂管理规范》也在今年8月正式发布，将于2025年2月1日起实施。今年以来，各省也纷纷大力推进虚拟电厂建设。据高工产业研究院(GGII)统计，湖北虚拟电厂聚合可调节接入量大于1500MW；广东深圳虚拟电厂聚合可调节接入量大于750MW；安徽虚拟电厂聚合可调节接入量大于1586.65MW；江苏虚拟电厂聚合可调节接入量大于600MW、浙江嘉兴虚拟电厂聚合可调节接入量大于821.4MW。根据接入资源类型的不同，广东省（深圳市）、江苏省、浙江省、安徽省、上海市等地的虚拟电厂以负荷为主，湖北省、山东省、山西省等地主要是电源型虚拟电厂。不过，目前的现状是，分布式电源追求的是尽可能消纳，实际上并不具备“调节”的能力，反而增加了电网的调节压力，负荷型/储能型虚拟电厂才是真正意义上的虚拟电厂。从可调节能力和调节意愿来看，在虚拟电厂聚合的各类资源中，园区级别工商业储能和充换电站是相对更有优势的用户侧可调节资源。工商业储能是虚拟电厂核心灵活性资源，而工业园区用电量大，配置的工商业储能规模也较大，可调节能力强。而且工商业储能本身就是投资属性，对成本收益敏感度高。但目前工商业储能的盈利基本依赖单一的峰谷套利，业内普遍认为，要真正打开工商业储能盈利空间，核心在于电力市场和虚拟电厂的建设。目前，美克生能源、卓阳储能等企业是典型的工商业储能为主的虚拟电厂聚合商。不过，现阶段工商业储能的整体装机量仍有巨大的提升空间。随着近年来新能源汽车和充换电站的大规模发展，大量可控充电负荷成为目前虚拟电厂主要的可调节资源，且对价格的敏感度高，更积极参与竞量竞价、实时响应。深圳市、上海市是我国探路虚拟电厂的先锋城市，实际上，目前两市虚拟电厂占比调节资源均为充换电设施。“充电资源是最好用的可调节资源，边际成本很低，且电动汽车的灵活性较强，不仅时间上可调，地理位置上也具有灵活性。”特来电副总裁兼首席科学家、南京德睿董事长龚成明表示。目前，特来电已聚合了约5400+MW可调节负荷资源。工业负荷资源体量大，可调节空间大，是虚拟电厂中的“压舱石”，不过，工业负荷对价格的敏感度相对较低，受生产节奏的影响较大。而楼宇空调资源的调控效果存在较大的季节性差异。从非电源型虚拟电厂聚合商的主要类型来看，除了工商业储能运营商、充换电站运营商，还有售电公司、新能源资产运营平台企业等。售电公司在虚拟电厂赛道的竞争优势在于，越来越多省市要求虚拟电厂运营商必须取得售电资质，且售电公司掌握了大量企业用电负荷数据，且拥有丰富的电力市场交易经验。新能源资产运营平台企业的优势在于从发电侧、电网侧到用户侧全面覆盖，新能源发电功率预测、负荷预测是电力现货市场交易的两大基础。国能日新自2020年开始布局虚拟电厂业务，以平台技术+聚合运营服务模式，多维度为虚拟电厂发展提供支撑。目前，国能日新已在如江浙、京津冀、湖北、深圳等全国地域，实现多元化资源接入与运营成果，累计接入负荷总量超3GW。目前一个重要的趋势是，虚拟电厂聚合商的业务综合性越来越强，工商业储能、充换电、售电企业相互延伸拓展业务。新巨能是三峡水利集团探索新型电力市场的重要践行成员，目前已形成了“售电+储能”双轮驱动的业务模式。在工商业储能方面，拥有投资、设计、建设、运营的全链路服务能力；通过构建云边端一体化的数智运营体系，聚合规模化储能型可调节负荷资源，建设起了在新型电力系统中起重要支撑作用的虚拟电厂。作为国内头部充电企业，星星充电拓展了“三张网”业务布局，包括充电网、智能微电网和虚拟电厂运营网。业内普遍认为，精准的负荷预测是提高虚拟电厂运营水平的关键，这也是许多工商业储能企业面对电力市场交易的进阶难点。基于10 年的充电运营经验，星星充电在负荷预测方面积累了大量数据聚合的可调节负荷资源规模居行业前列。综合来看，未来持有负荷基本盘的、综合性的企业更有希望成为头部虚拟电厂聚合商。

聚而不合，资源变现难目前，国内虚拟电厂处于比较早期的发展阶段，各类资源存在“聚而不合”的问题，技术和商业模式都尚未成熟。一是数据标准缺失。通信是虚拟电厂对储能、分布式电源、充电桩等各类可调节资源监测、调控的重要物理基础，然而，各类资源之间并没有一个统一化的数据采集、通信和交互的标准协议。储能系统内部尚且存在融合度不高、电网调度困难的问题，虚拟电厂各类资源的聚合更是难上加难。

二是运营权之争。各类可调节资源基本都有各自的云平台，虚拟电厂管理平台需要更高维度的横向整合，涉及上中下游许多参与主体，但基于收益前景和数据安全等方面考量，各方都不太愿意让渡项目运营权，现在许多聚合商比拼的更多是投建能力。在没有真正经过电力现货市场交易的检验之前，各个企业都“信心满满”，但未来电力现货市场交易水平的高低会逐渐拉开差距。三是技术平台研发成本高、难度大。虚拟电厂优于传统电厂的一个重要因素在于，要形成同等规模的可调节能力，其建设成本远低于传统电厂。但目前诸多企业研发虚拟电厂平台投入了大量软硬件成本，运营的资源规模很小。负荷数字化进展缓慢，还有大量可控工业负荷、楼宇空调等资源的数字化程度尚不具备接入虚拟电厂的条件。长园飞轮CTO胡锴表示，从目前虚拟电厂的规模和商业模式来看，想要覆盖掉虚拟电厂技术平台投入的成本，还有很长一段路要走。未来可能最终存活下来3-5个头部企业的运营平台才会形成规模效应，实现降本。值得注意的是，虚拟电厂不仅要看接入了多少资源，更要看资源变现能力。目前国内虚拟电厂“聚而不合”，很大程度上与市场机制和盈利模式不成熟有关。虚拟电厂的盈利主要依靠需求响应、辅助服务和电力现货市场等，但这些市场远远未成熟，导致虚拟电厂面临盈利模式不稳定、持续盈利能力差等问题。用户接受虚拟电厂调度需要数字化改造、调整用能规划等，但付出的成本与获得的收益不对等。从实际案例来看，许多地区的虚拟电厂只是迎峰度夏期间的应急机制，与传统邀约大用户参与高电力负荷时段需求响应的模式并无太大区别。而且，由于每年需求响应的总量和补偿标准存在巨大的不确定性，这种高风险的商业模式难以吸引投资，虚拟电厂接入的资源体量就难以扩大。此外，虚拟电厂不仅仅是简单地把资源接入一个平台，实现监测和基本调控。未来电力市场交易和电网调度的场景，要求虚拟电厂对电源出力、负荷情况有精准的把握，对新能源出力预测、负荷预测、电力现货市场价格预测提出了更高的技术要求。

5、华中能监局：首次将500kV电网项目纳入重点监管范围，2024年4月—10月，为进一步健全工作机制、丰富监管手段，推动国家“十四五”电力规划项目落实落地，华中能源监管局认真落实国家能源局部署要求，创新监管方式方法，重大电力项目实施情况过程监管试点工作有序推进，取得明显实效。探索新机制，确保电力安全可靠供应。对湖北、江西、重庆、西藏四省（区、市）纳入国家“十四五”电力规划的134项大型电源项目和500kV及以上电网项目，建立从项目纳规开始至投产运行全周期的清单管理机制，实行动态监测管理，做好项目实施情况分析研判工作，及时跟进项目进展情况，推动江西新余二期200万kW煤电、重庆蟠龙抽蓄电站等大型电源和湖北黄石1000kV特高压变电站配套500kV送出工程等电网项目及时投产，确保迎峰度夏（冬）电力安全可靠供应。拓展新思路，推动规划项目落实落地。强化与地方能源主管部门的协同联动，深入分析规划目标任务实施存在的问题，督促做好加快煤电气电项目建设、优化抽水蓄能项目建设时序等工作；深化电网主网架规划实施情况监管，首次将500kV电网项目纳入重点监管范围，对辖区65项500kV电网项目推进情况开展现场督导，并就部分项目前期进展缓慢、开工审批不规范、全过程造价精细化管控不足等26项问题向省级电网企业下发《监管整改通知书》，责成企业加强项目全过程管理、加快项目推进实施，以精准监管推动国家电力规划落实落地。开发新平台，有效提升非现场监管质效。在总结监管实践经验的基础上，以开发重大电力项目监管云平台抓手，利用信息化手段整合项目实施全过程各环节监管数据和信息资源，通过构建基本信息、前期指标、技术指标、进度指标、成效指标等5类共421项监管指标体系，开发具备信息报送、数据库管理、数据分析、成果展示等8大功能的监管云平台，实现重大电力项目实施情况过程监管数字化、项目信息可视化、权限配置精确化、审核流程标准化、报告编制自动化、问题处置差异化，及时发现项目推进实施过程中的相关问题并做好督促整改，有效提升非现场监管质效。

下一步，华中能源监管局将根据监管云平台运行情况，进一步优化监管指标体系，不断完善平台功能，并根据国家能源局统一安排，做好有关试点成果的推广应用。