国际能源署（IEA）《2025年中国分布式能源资源整合：国际经验启示研究报告》，聚焦中国分布式能源（DER，含分布式光伏、储能、电动汽车充电桩等）发展现状，结合澳、欧、美、日等先行市场经验，从运营优化、市场机制、监管改革三大维度一鼎盈，为中国DER高效整合提供路径建议。
中国DER发展迅猛但整合挑战突出。2024年分布式光伏占全国光伏总装机40%（2020年仅30%），电动汽车保有量较2020年增长超650%，工商业园区“源网荷储”项目超450个，总装机破100GW。但快速发展暴露多重问题：一是配网承载力不足，11省出现并网限制，如山东53个县区、黑龙江86个县区划为DER并网“红区”，农村地区因配网投资滞后，分布式光伏午间出力过剩致电压波动；二是DER可见性与可控性不足，低压端设备多缺乏实时监控，仅山东等少数省份要求10kV以上DER具备远程控制能力；三是市场参与度低，多数DER依赖固定电价政策，储能、虚拟电厂（VPP）等灵活资源难入电力市场，2024年电力市场交易仅覆盖62%用电，DER参与度不足10%。
国际经验为三大核心痛点提供解决方案。运营层面，先行市场通过技术升级与灵活管理应对配网压力：澳大利亚强制新DER配备智能逆变器，解决电压越限问题；英国发布配网承载能力地图，引导DER向空闲区域布局；美国加州采用动态并网协议，允许DER在电网拥堵时临时限发，较固定限发提升2倍出力空间。市场层面，多国通过规则优化激活DER价值：欧盟降低聚合商入市门槛至100kW，支持DER参与辅助服务；英国推出“灵活性市场”，2024年通过该市场节省配网投资超4亿英镑；挪威97%家庭选用动态电价，引导电动汽车、热泵错峰用电。监管层面，性能导向型监管成改革方向：英国“RIIO”框架将配网投资与可靠性、DER承载能力挂钩，推动配网企业优先采用非线路解决方案；意大利“ROSS”机制允许电网企业将DER整合成本纳入运营预算，避免过度依赖传统基建。
展开剩余79%中国DER整合需分阶段推进三大行动。短期（2025年前）聚焦基础能力建设：强制新投DER配备实时监控设备，2025年实现省级配网承载能力地图全覆盖，在广东、山东试点本地灵活性市场。中期（2026-2030年）深化市场与监管改革：放开聚合商入市限制，允许DER参与电能量、辅助服务市场并实现收益叠加；优化输配电价，引入时间与区位差异因子，鼓励本地消纳；试点“性能导向型”监管，将配网企业收益与DER整合成效挂钩。长期（2030年后）构建协同生态：明确配网运营商（DSO）职责，负责DER调度与灵活性采购；推广虚拟电厂、社区微电网等模式，2030年实现50GW VPP调度能力；建立跨区域配网协同机制，避免“重输电、轻配网”失衡。
报告强调，中国需结合集中式能源基地与分布式资源优势，通过“技术筑基、市场赋能、监管护航”，到2030年建成适配高比例DER的灵活电力系统，为“双碳”目标提供支撑。
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