我国新能源行业发展正处于关键转型期。截至2025年9月，全国风电与光伏发电装机容量合计达17.08亿千瓦，占全国发电总装机容量的46%。随着新能源装机规模持续扩张，电力系统消纳能力面临严峻挑战，传统以单一项目建设为主导的发展模式已难以满足行业高质量发展需求。
在此背景下，国家能源局发布的《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》进一步明确了发展方向：要推动新能源从“单兵作战”向“集成融合发展”转变。
分布式光伏发电项目普遍存在单体容量小、地理分布分散、功率输出波动性大等特征，导致其在独立参与电力市场交易时，需承担较高的准入成本与运营管理费用。聚合运营模式通过先进的技术手段与管理策略，将分散的分布式光伏电站、储能设施、可调节负荷资源进行系统性整合，构建规模化电力交易单元，为上述问题提供了有效解决方案。
Part 01 集成融合式发展内涵
与传统主要聚焦新能源项目建设的单一发展模式不同，新能源集成融合发展不仅仅指资源的叠加，更强调系统间的联动与协同。它要求在新能源开发利用过程中，充分考虑新能源与其他能源品种的“左右”集成、新能源生产与消费的“前后”集成、新能源产业链的“上下”集成。通过推进多层次、多方向的集成融合，有效增强新能源发电的可靠替代能力，拓宽新能源非电利用渠道，进而减轻对电力系统的依赖，全面提升新能源发展的自主性与市场竞争力。
1 《指导意见》提出：
推进交通能源融合发展，鼓励在高速公路服务区、公路边坡及站场、铁路站场、机场、港口等交通场所建设新能源与周边用能一体化设施，积极应用柔性汇集接入、智能微电网、车网互动等技术，提升就地开发利用比例，推动新能源重卡规模化应用及配套补能基础设施建设，鼓励光储充换一体化开发。
推进建筑光伏一体化发展，推动光伏系统与建筑同步规划设计、同步施工，推进建筑低碳用能和清洁供热，建设“光储直柔”新型建筑。
深化推进农村能源革命，在严格落实用地政策的前提下，依托新模式新业态整合农村分散式风电、分布式光伏、水能等资源，提升乡村电力自主、可靠供应能力，促进农村地区新能源就地就近消纳利用。
支持在海岛等地区推动海洋能多能互补发展，提升海洋能消纳保障服务能力。
Part 02 分布式光伏聚合运营实施路径
1 数字化改造：驱动电站精益运营 为提升存量分布式光伏电站的运营效率并有效控制成本，实施数字化改造是一项关键举措。 通过构建集中监控与一体化运维检修体系，可实现系统化运营管理，显著优化运维流程并降低人力投入。以虚拟电厂场站端调控方案为例，该方案基于部署于各场站的边缘控制器与站级监控系统，构建统一的分布式资源接入平台，实现实时数据采集与集中监控，为用户提供全资源运行状态的统一管理界面。在数据传输方面，系统采用加密安全通道技术，建立可靠的数据传输防护机制，有效防范数据泄露与未授权访问。
2 功率预测：聚合运营的关键支撑 精准的发电功率预测，是分布式光伏参与电力市场的关键前提。 其出力固有的随机性与波动性，不仅加剧配电网运行压力，更使投资者直面显著市场风险。传统基于历史数据的统计模型受制于气象不确定性，预测误差常超10%。如今，融合卫星、数值天气预报及地面监测数据的AI技术，已将短期（0-72小时）预测精度大幅提升；而基于LSTM等算法的动态自适应模型，更能将超短期（0-4小时）预测误差稳定控制在5%以内。
3 虚拟电厂：驱动分布式能源集成融合 虚拟电厂（VPP）是聚合管理分布式资源的关键平台，为分布式光伏并网提供标准化接口。 根据国家发展改革委等部门印发的《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》，我国正加快推进虚拟电厂规模化建设，以提升分散电力资源的协同聚合与优化配置能力。该平台通常采用三级联动架构，职责清晰、分工明确：企业级负责电站实时监测、运行优化、故障预警与应急处置运营商级实现跨区域资源聚合与多站点协调调度；城市级统筹区域能源运营，参与市场交易并制定出清策略通过上述架构；虚拟电厂可实现从能源生产、储能调节到负荷控制与电力交易的全流程数字化管理与协同优化。
4 电力市场：独立运营到协同整合 通过聚合光伏、储能、负荷等分布式资源，可构建规模化的市场交易单元，提升整体竞争力。主要市场参与策略包括：电力交易：基于精准功率预测，在电价高峰时段优化发电出力，实现收益最大化。辅助服务：通过提供调频、备用等服务，参与系统调节，获取额外收益。绿电交易：依托绿证机制实现环境价值变现，拓展光伏项目收益渠道。依托分布式电力交易综合解决方案，可将分散资源有效整合，形成标准化交易单元，并自动适配不同区域市场规则，支持跨区交易的便捷高效执行。
推动分布式光伏从“单兵作战”迈向“集成融合”，已成为提升项目效益与实现可持续发展的必然路径。中茂光伏愿与行业各方携手，共同推动分布式光伏从“单兵作战”向“协同整合”跃升，以技术赋能电站运营，以聚合释放规模价值，携手开拓绿色能源高质量发展的新篇章。