分布式资源相关的制度性摩擦现象讨论

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围绕分布式能源、数据中心并网及欧洲连接制度改革的讨论，一个具有较强解释力的分析框架是：将接入、调度、结算、排队、备用责任、补偿规则及信息可见性等制度性摩擦统一定义为τ。τ的上升将持续削弱资源由“物理存在”向“经济可用”转化的效率。极端情形下，资源本身并未消失，却因制度边界锁定而丧失效用——光伏具备发电能力却无法顺利送出，新增负荷具备支付意愿却难以获得确定性并网安排，储能与需求响应虽具系统价值却无法被组织为可交易的灵活性资源。由此观之，当前全球诸多并网争议的核心命题，并非电量供给总量是否充足，而在于谁拥有在何时段、何节点、以何种条件使用电网承载力的权利配置。

祖国自2025年起已进入具有典型意义的新阶段。2025年2月，国家发展改革委、国家能源局通过136号文推动新能源上网电量原则上全面进入电力市场；同期发布的新版《分布式光伏发电开发建设管理办法》则进一步明确，分布式光伏应回归“用户侧开发、配电网接入、原则上在配电网系统就近平衡调节”的制度框架。一般工商业分布式光伏仅可在“全部自发自用”与“自发自用、余电上网”之间选择，大型工商业项目原则上强调全部自发自用[1][2]。上述变化标志着分布式资源的收益逻辑已从“装机即收益”的简单线性关系，转向对本地承载能力、现货价格曲线及资源聚合组织能力的深度依赖。

2026年春节期间广东的案例，将此类制度约束呈现得更为清晰。界面新闻转引的《春节期间分布式光伏发电项目发电告知书》显示，广东部分中低压分布式光伏项目在2月13日至19日期间被要求“暂不上网”[3]；同期多地现货市场出现零电价乃至负电价，《中国能源报》指出广东、河南、河北、山东等地均出现极端低价现象[4]；广东电力交易中心则在2月初组织春节填谷需求响应交易，明确允许电力用户和负荷类虚拟电厂在2月15日至19日中午时段参与填谷[5]。综合分析三者可知，问题的实质并不在于光伏发电“不具有价值”，而在于午间时段新增的一度电已不再是一般意义上的普通电量，而是附着了配网约束、调峰压力与负价格风险的“约束贡献电量”。在制度安排尚无法将这些约束系统性地转化为清晰的时空价格信号与合同权利时，行政性限发机制便成为现实中的主导安排。

从经济学视角审视，这是一种典型的边际私人收益与边际社会成本相背离的情形。单个分布式光伏业主面对的是近乎为零的边际发电成本，而系统运营者面对的则是另一组约束条件：在低负荷节假日、午间光伏高发、火电最小技术出力、配网反向潮流、电压控制与备用需求叠加的情景下，额外上网电量将显著抬升系统协调成本。山东2025年实施细则已在制度层面朝此方向调整：对于采用“自发自用、余电上网”模式的工商业分布式光伏，要求年自发自用比例不低于50%，上网电量全部参与现货市场；若比例不足，则次年参与电网调峰时将承受更高强度的调峰要求[6]。该制度安排的内在逻辑在于承认“并网权”并非免费且无限供给的权利，而是应与本地消纳能力、调峰责任和系统成本相匹配的有条件权利。然而现阶段，这一约束仍主要体现为行政性配给，尚未转化为标准化的权利产品与市场化价格信号。

美国数据中心案例揭示了τ的另一种表现形态：并网虽未被正式禁止，但冗长的排队周期、不确定的网络升级费用以及模糊的责任边界形成事实上的“劝退”效应，促使企业转向共址发电、表后供电及多种behind-the-meter安排。FERC于2025年底明确认定，PJM现行关于共址负荷的电费缺乏清晰一致的费率、条款与条件，并要求PJM针对与发电机组共址的数据中心等大型负荷建立新的传输服务选项[7][9]；2026年初，FERC在大型负荷并网规则征求意见中直接提出核心问题：愿意接受灵活与可中断条件的大负荷是否应获得更快的并网研究安排，相关电网升级费用是否应由其全额承担，当现有电厂将部分容量“转供”共址负荷时系统可靠性应如何评估[8]；PJM亦于2026年1月公开表示将为大负荷接入建立“clear, transparent guardrails”[9]。由此观之，所谓“数据中心被迫逃离电网”的表述，其准确含义应是企业利用自建或共址模式对冲并网制度的不确定性。

其经济学含义在于，电网不仅是电能输送的物理网络，同时还是一种可靠性保险与增长期权。若企业在排队数年之后仍无法获得明确的接网时点，或即便接网仍需承担缺乏透明度的升级分摊责任，则理性选择便是将可靠性保障内生化，转移至自身表后体系。然而从社会整体效率视角看，此种安排未必最优——即便数据中心配置了自备机组，其在相当程度上仍隐含依赖公共系统所提供的备用、频率稳定及故障兜底能力；若这部分系统价值未能通过制度安排得到准确计价，便会出现成本外移与交叉补贴问题。换言之，“逃离电网”并非真正脱离系统，而是进入一种对公共可靠性部分付费、部分搭便车的制度灰区。FERC与PJM在2025—2026年集中推进的相关改革，实质上正是为了重新界定并定价这一灰区[7][9]。

英国的并网改革则体现了τ的第三种来源：排队权被过于廉价地授予，从而演变为可囤积和投机的期权。Ofgem于2025年正式批准TMO4+改革，明确要求将“ready”和“needed”原则嵌入连接决策[10]；至2025年底，NESO公布改革结果时坦承旧连接队列已膨胀至700GW以上，约为2030年所需规模的四倍，众多shovel-ready项目被迫等待多年，旧规则甚至导致项目排队时间长达十年[11]；2026年，Ofgem将改革延伸至需求侧，公开承认需求连接队列“庞大且持续增长”，其中存在大量可能并不具备可行性的项目，同时制度上缺乏对“战略性需求项目”的优先安排[4][12]。该事实表明，并网瓶颈在许多情况下并非单纯源于物理容量不足，而在于“连接位置”这一稀缺权利的分配机制存在明显扭曲。

从产权经济学视角考察，一个并网位置本质上对应的是对未来网络容量的占用权与选择权。若其持有成本过低、里程碑约束不足、退出代价有限，则排队行为将自然演化为占位博弈：项目主体首先获取位置，随后再决定融资、设备、土地及商业模式是否能够跟进。在此情形下，真正已具备实施条件的项目将被排挤在队尾，系统规划所依据的需求信号也会被大量虚假申请所扭曲。英国改革的意义，不仅在于提高连接效率，更在于其开始将连接权从“先到先得的行政资格”转变为“附带进度证明和系统必要性约束的条件性权利”。这一制度转向的本质，是降低投机性τ，使电网承载力重新服从“谁能够创造更高系统价值，谁优先获得连接”的配置原则[4][12]。

比利时的路径则更具启发意义，其改革方向并非单纯清理队列，而是尝试将并网权本身塑造为可分层的制度产品。2025年，Reuters报道Elia正考虑对数据中心实施单列管理，并在拥塞时提供可能受限的灵活连接安排，以避免其他工业用户被边缘化[13]；同一时期，比利时联邦经济部门在2026年更新的Princess Elisabeth海上风电招标页面中披露，CREG已批准相关灵活连接安排，在Boucle du Hainaut尚未建成之前，第一阶段仅有255MW获得固定化安排[14]；至2026年3月，Elia就connection contract修订启动公开咨询，明确表示此举是将联邦层面的flexible access规则转化为具体合同条款的组成部分[15]。这意味着比利时正将“能否接入”的二元判断，逐步转化为“以多大程度的firm access与flexible access接入”的连续谱选择。

该思路的经济学意义极为重要。Firm access对应高确定性的权利形态，适用于资金成本高、停机损失显著的项目；flexible access则是一种成本较低、接入更快但附带可中断风险的权利形式，适用于能够配置储能、接受削峰安排或本身具有较强调节能力的项目。只要合同边界清晰、补偿规则明确、风险能够被融资体系识别并定价，非firm接入完全可能优于“等待全部扩网完成后再接入”的单一路径。问题在于，若flexible access仅表现为“先接入，但限发时点、程度及损失承担均不明确”，则其结果便是将物理瓶颈转化为融资瓶颈。比利时2025—2026年改革的重要性，正在于其制度上承认了firm access不应是唯一产品；但这一制度创新能否真正降低τ，最终仍取决于合同化安排与补偿机制的进一步完善[14][15]。

将中国、美国、英国和比利时的经验并置考察，可得出一致性判断：分布式资源效用无法充分发挥的根本原因，并不完全在于“技术不足”，而在于制度未能有效对承载力、备用、排队及可中断性这些稀缺品进行定价。中国的问题主要体现为高渗透率与节假日低负荷情境下，配网承载能力与调峰能力尚未充分合同化；美国的问题主要表现为企业为对冲并网制度不确定性而转向表后自保；英国的问题在于排队权被作为低成本期权囤积；比利时的问题则在于虽已承认并网权应当分层，但灵活接入仍处于从原则向合同转化的过程中。四种情形底层逻辑高度一致：当制度摩擦上升到足够高的程度时，资源便从“系统可调用”退化为“局部自保”，电网本应具备的规模经济与互济价值随之流失。

因此，有效的改革方向并不在于笼统地主张“增加电网投资”或“扩大储能规模”，而在于将并网权、出口权与备用责任细化为更精密的制度产品。其一，应对接入权进行分层，明确firm、non-firm、interruptible、dynamic export等不同产品的价格、补偿及责任边界。其二，应推动拥塞成本实现节点化与时段化表达，而非继续依赖模糊的行政限发安排替代价格信号。其三，应为排队权设定更强的里程碑约束、履约保证与退出机制，以减少占位式申请。其四，应将备用责任及系统兜底能力单独计价，避免behind-the-meter共址负荷无偿占用公共系统可靠性。其五，应将配网扩容、储能、需求响应、虚拟电厂与柔性接入置于同一社会成本最小化框架下进行比较，而非预设“等待扩网”是唯一可行路径。上述制度安排已在2025—2026年的中国、美国、英国和比利时改革实践中分别出现，但在制度完成度与透明度上存在差异。

对中国而言，下一阶段最关键的改革，或许并非简单延续“春节期间不允许上网”之类的应急性安排，而在于尽快将其制度化地转换为“动态出口上限+节假日填谷需求响应+台区级储能或充电负荷吸纳+聚合商统一结算”的常规机制。只有当分布式资源不仅能够发电，而且能够提供可验证、可结算、可补偿的调节服务时，它才不会在系统约束出现时重新退化为被动限发对象。归根结底，所谓“τ很大甚至无穷大”，并非指资源本身消失，而是指制度安排将资源锁定在了错误的边界之内。未来真正决定分布式资源经济价值的，将不再是装机速度，而是谁能够率先将这些制度边界转化为清晰的价格、合同与产权结构。

参考文献

[1] 国家发展改革委、国家能源局：《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，2025年2月9日）。

[2] 国家能源局：《分布式光伏发电开发建设管理办法》（2025年1月17日印发）。

[3] 能源新媒/界面新闻：《春节负电价预警》，2026年2月11日。

[4] 《中国能源报》：《春节期间多地出现零/负电价为哪般》，2026年3月2日。

[5] 广东电力交易中心相关通知转引：《广东春节填谷需求响应：0.2976~0.554元/kWh，储能/虚拟电厂可参与》，2026年2月7日。

[6] 《山东省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》相关报道，2025年6月18日。

[7] Federal Energy Regulatory Commission, FACT SHEET | FERC Directs Nation’s Largest Grid Operator to Create New Rules to Embrace Innovation and Protect Consumers, December 18, 2025.

[8] Federal Energy Regulatory Commission, Interconnection of Large Loads to the Interstate Transmission System (Docket No. RM26-4-000), January 13, 2026.

[9] PJM, Board Outlines Plans To Integrate Large Loads Reliably, January 16, 2026.

[10] Ofgem, Decision on Connections Reform Package (TMO4+), April 15, 2025.

[11] National Energy System Operator, Connections Reform Results, December 2025.

[12] Ofgem, Demand Connections Reform, February 13, 2026.

[13] Reuters, Belgium mulls energy limits for power-hungry data centres as AI demand surges, October 22, 2025.

[14] FPS Economy Belgium, Organisation of Offshore Tenders, updated February 3, 2026.

[15] Elia, Public Consultation on the Revision of the Connection Contract, March 2026.

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