商业模式与机制创新，为农村能源转型提速

农村可再生能源发展是推动中国能源结构转型、实现“双碳”目标的重要一环，减排潜力不容小觑。根据公开数据测算，中国农村地区碳排放总量占全国碳排放总量的15%～20%。根据清华大学建筑节能中心的测算，农村户用分布式光伏的装机容量潜力约20亿千瓦，发电量潜力约2.9万亿千瓦时，有望带动全国碳排放下降10%～15%。

在2025年（第四届）农村能源发展大会上，多位与会嘉宾表示，尽管农村已展现出巨大的减排潜力，但依然面临诸多挑战：一方面，随着光伏发电成本不断下降，农村户用分布式光伏装机容量和发电量在市场利益驱动下激增，但部分农村地区的配网容量和农户用电负荷依然有限，致使山东、河南等省份开始大面积出现暂停新增分布式光伏并网“红区”；另一方面，新的市场化形势开始加速，随着《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》发布，包括户用分布式光伏在内的所有新能源上网电量将全面进入电力市场，原来固定兜底上网电价将不复存在，直接影响了农村户用光伏的商业开发模式。根据国家能源局和中国电力企业联合会的公开数据测算，户用光伏装机容量年均增速从2020～2023年的80%降至2024年的25%。

新形势下，农村能源转型的商业模式也发生了转变。过去，中国农村户用光伏市场的投融资模式在“整县推进”的政策背景下较为清晰，即以屋顶租赁模式为主、自投自持模式为辅，同时依赖上网兜底电价，电价收益长期稳定。而现在，农村户用光伏发展进入瓶颈期，未来电价收益不确定性变大，如何构建新的技术方案、挖掘新的负荷场景、创新体制机制与开发模式，逐渐成为破题关键。

探索新能源就近就地消纳新路径

随着可再生能源占比的逐渐加大，未来电力系统可能出现“白日为谷夜成峰”的全新模式，且除了用电高峰负荷，可再生能源出力大小也会影响整个电力系统的安全与稳定。

然而，不断激增的分布式光伏新增装机容量，给光伏消纳和电网承载能力带来挑战。今年8月，根据国家能源局发布关于公开征求《分布式电源接入电力系统承载力评估导则（征求意见稿）》意见的通知，对分布式光伏“红区”的判定条件有所完善，不再以单纯的220千伏是否有潮流返送为依据，而是应统计县级行政区和220（330）千伏及以下各电压等级变压器供电范围内已备案、已并网的分布式电源装机，并根据承载力校核结果确定。

但消纳“红区”并不等于光伏“禁地”。其可以推动光伏行业的技术革命与模式创新。其中，光伏配储便是解题思路之一，其可以解决电源侧光伏出力与负荷不匹配的问题，以促进分布式光伏消纳。开发商可以通过配置储能来释放新增户用光伏并网容量，再用新增户用光伏的电价收益来覆盖储能投资的成本。

近年来，不少省份出台了一系列配储政策，为光伏并网问题“松绑”。以山东省为例，2023年6月，山东省德州市发改委下发《关于进一步做好分布式光伏并网运行工作的通知》，明确表示“租用他人场所的非自然人分布式光伏，参照工商业分布式光伏备案管理，推动分布式光伏根据承载能力区间配储、参与调峰、参与调度”。2023～2024年，为应对“红区”问题，在相关配储的政策导向下，山东农村地区“台区配储”试点曾一度成为行业焦点，储能设备被安装在台区变压器的低压侧，并配有独立电表。储能系统不参与电网调度，而是与电网公司协商后，仅在本地台区内运作。其基本逻辑是：在白天光伏出力较高、电力相对过剩时，将电能存储起来；在晚上光伏无法发电，而用户用电需求上升时，再将电能释放回电网，以缓解局部负荷压力。但由于当前充电与放电之间的电价过于接近，缺乏套利空间，该模式尚未形成清晰可持续的盈利机制。若未来台区储能的市场主体地位得以明确，并可参与电力现货交易，其盈利能力有望提升。

“光伏配储”在当前主要用于缓解台区或者配电线路过载导致的并网瓶颈，对于彻底解决分布式光伏的消纳问题能力相对有限。

从政策层面来看，《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》指出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。因此，相较于单纯提升储能配比，更应关注如何匹配用电负荷场景和提升负荷灵活调节能力，以促进分布式光伏就近就地消纳。

当前，对提升就近就地消纳能力的探索，主要包括三个方面：一是提升终端电气化水平，挖掘用户日益增长的电、热、冷多能源需求。山东实地测算数据显示，推广新能源车、热泵、电动农机具，将显著提高用户的用电需求，有效消纳农村地区户用光伏发电。二是提升负荷的柔性可调能力。以山西省运城市芮城县庄上村的零碳村项目为例，该村构建出“屋顶光伏+储能+直流配电+柔性用电”的新型配电系统，实现村内直流微网入户，并在区域内实现自平衡。屋顶光伏产生的直流电经“直来电”多端能量路由器转化后，连接至家用电器直接使用，并协同储能实现用户的柔性用电。三是探索扩大消纳范围的可能性。

商业模式重构与多方参与机制

新能源产业的成本规模效应已经充分体现，配储、电气化、光储直柔等创新技术方案已具可行性，但要想真正通过农村能源转型带动乡村振兴，仍需聚焦商业模式和参与机制的系统性创新。

农村的能源开发项目应进一步绑定农户及村集体的利益，各个利益主体间的“权责利”关系需要再分配，涉及的关键主体可能包括村集体（农村能源合作社）、合作技术方或开发商、代理商（人）等。

2022年，国家发展改革委、国家能源局在《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》中明确提出，培育农村能源合作社等新型市场主体，鼓励村集体参与新能源项目开发。农村能源合作社提供了在农村地区集体开发、民主参与、利益共享的组织模式，为能源项目的资源整合、技术应用、社区参与和公平分配等提供有利条件。例如，陕西千村万户“光伏+”项目由村集体成立村新能源项目公司，与能源开发公司合作筹集资本金并配合银行贷款投资开发项目。山西芮城县庄上村一期零碳村项目以央企投资为主，二期项目由村集体及合作技术方共同投资开发及运营维护。

与此同时，传统开发模式下的“代理商（人）”机制也正在发生转变。在以往开发的农村能源项目中，通常由能源企业等大型资产持有方主导，代理关系冗杂，项目实际开发成本远高于技术成本。如今，这些“代理商（人）正逐步向“主理人”转变——他们仍然是项目开发的核心推动角色，但已从代表外部资源“引进项目”转变为通过村级能源合作社等方式，更主动地参与项目设计、治理和收益分配。他们的价值不再仅仅体现在服务外部企业上，而是与村庄集体利益深度绑定，实现长期共赢。

农村光伏发展已历经多轮变革，随着市场机制深化，项目开发主动权将进一步回归到农村利益相关方，“权责利”关系也朝着更加对等、透明的方向演进。

在收益模式上，过去农村光伏项目开发常采用“租用屋顶、全额上网”的方式，各相关方的利益分配关系简单清晰，有效促进了光伏装机容量的快速增长。但针对当下消纳难和收益不确定等问题，农村分布式光伏的收益模式应逐步转向“自发自用为主、余电上网为辅”。这一转变不仅有助于提升项目本地价值，也将为农户、村集体及其他参与方创造更大收益空间。

自发自用既可以以农户为单位，也可扩展至村级微网甚至更大范围，通过“源网荷储一体化”思路，实现“电从身边取、电在身边用”。尤其目前面临消纳难的困境，结合农村重要负荷场景来统筹规划自发自用模式的“源网荷储一体化”项目应该成为重点探索方向。与此同时，对于村集体参与开发和运营的自发自用项目，可以通过与技术方合作或成立村级能源合作社的形式逐步实现与负荷用户结算电费的功能，破除以往发电上网获益的单一模式，尤其在实行“源网荷储一体化”相关政策的地区应大力探索此类模式及相关方的“权责利”关系。也可以借助村集体本身对农村公共建筑及公共设施的能源支出管理权限，利用优惠电价或自发自用节约电费的方式推动就地消纳。这一思路，一方面可以让光伏项目从单一的“卖电收益”模式升级为“用电降本+多级售电+上网交易”的多元增收模式；另一方面，也可以促进农村地区的电气化率，让农村居民从“敢用电”向“多用电”转变，并在增量的电力消费“蛋糕”中保障电网基础设施投资利益。

金融工具创新带来更多可能

加速农村能源转型对保障农村地区的能源安全、助力实现“双碳”目标、推进乡村全面振兴具有重要意义。在2025（第四届）农村能源发展大会上，不少与会专家认为，尽管在现有的开发及模式机制下，农村光伏项目的收益率呈现出不确定性，但基于光伏设施本身的长生命周期特性，以及在全球资产回报率逐步走低的当下，光伏等能源类投资项目是抗通缩能力较强的资产标的。为促进农村能源项目可持续、规模化发展，创新利用金融工具成为业内关注和讨论的焦点。

一是降低分布式光伏的支持资金成本。央行再贷款是降低金融机构资金成本最有效的货币政策工具，可以探索将再贷款工具应用于低碳发展领域。中国人民银行于2021年11月创设碳减排支持工具，旨在通过“先贷后借”机制向金融机构提供低成本资金，引导其向清洁能源、节能环保及碳减排技术领域投放贷款。贷款需公开披露项目领域、减排量等信息并接受第三方核查。今年以来，碳减排支持工具利率持续下调，金融机构发放碳减排贷款后可按贷款本金的60%申请利率为1.5%（原1.75%）的资金支持。鉴于目前分布式光伏仍存在项目分散、减排量难核证等问题，亟需建立规范且可核查的减排测算机制，为农村能源转型获得低成本资金提供重要基础。

二是针对农村光伏项目开发的多元模式及主体，探索适用的金融工具。对于“乡村能源主理人”以及农村能源合作社等潜在开发主体，探索“绿色金融+普惠金融+风险分担”的融资机制。一方面，逐步构建“政府–项目团队–村集体”三方联动机制，搭建统一的乡村能源信息监测平台，并完善乡村能源金融服务体系，为信贷投放、风险评估提供基础支撑。另一方面，利用农村集体信用担保，破解担保物有效性不足与机制不健全等问题，并针对设备故障、自然灾害、房屋破损等需求场景丰富保险产品，健全信用担保及风险分担机制。

三是持续撬动社会资本。在以往农村光伏以固定电价上网的模式下，资产收益模型相对确定，融资以信贷及债券等债务型融资为主。近年来，融资租赁、信托、资产证券化等金融工具不断实践应用在分布式光伏底层资产中。未来模式多元创新过程中，项目风险偏好可能不完全满足银行投放标准，可以尝试各类金融工具形成金融资产。尤其对于收并购和股权投资项目，市场已经先行先试各类资产证券化工具，例如公募REITs、私募REITs、ABS、类REITs等，有效撬动社会资本的同时也为投资机构找到合理的退出路径。

四是丰富电力金融市场。在《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》实施后，新能源正在大规模进入电力市场，电力现货价格会产生可预期的波动，对能源投资方、资产持有方、金融机构等主体的投资决策以及风险管理能力都将形成巨大挑战，完善交易市场机制以稳定价格及市场预期尤为重要。通过建立电力期货市场，设计符合新能源特性的期货合约，可以成为对冲新能源电价波动风险、完善交易市场机制的重要基础。此外，还可以参考农业领域中为应对气候风险所应用的“期货+保险”相结合的模式，探索由新能源电力期货合约衍生的新型保险金融产品，主动融入项目风险管理并为融资增信，或将成为电力金融的创新方向。