2015年至2019年，国家能源局开展光伏扶贫行动，累计建成光伏扶贫电站规模2636万千瓦，惠及415万户，每年可产生发电收益约180亿元，实现农村地区清洁能源开发与贫困人群生活改善的双赢。村级光伏扶贫电站由各地根据财力水平筹措资金建设，包括各级财政资金以及东西协作、定点帮扶和社会捐赠资金。村级光伏扶贫电站的发电收益，可用于开展公益岗位扶贫、小型公益事业扶贫、奖励补助扶贫等，还可根据实际情况用于发展村集体经济。

　　例如，在吉林省白城市洮北区，光伏产业是该区近年来巩固拓展脱贫攻坚成果同乡村振兴有效衔接的重要举措。

　　洮北区村级扶贫电站项目，总装机容量26.5兆瓦，总投资19361.7万元，由区政府出资组建国有独资企业，即白城市洮北区阳光利民新能源有限公司组织建设项目。项目于2017年6月30日全部并网发电运营，可持续运营20年。截至2021年12月，电站累计发电16611万千瓦时，售电收入14618万元。扣除经营成本、税金及相关费用，拨付扶贫资金9953.87万元至区扶贫专户，用于发展贫困村集体经济、贫困户分红和公益性岗位工资。光伏扶贫项目收益稳定，受益范围广，受益时间长，为全区乡村振兴打下了坚实基础。

　　主要政策点1：在具备条件的工业企业、工业园区，加快发展分布式光伏、分散式风电等新能源项目，支持工业绿色微电网和源网荷储一体化项目建设，推进多能互补高效利用，开展新能源电力直供电试点，提高终端用能的新能源电力比重。

　　工业园区是工业领域绿色转型与节能降碳的主战场，是我国能源消耗与碳排放的重要领域，加快“支持工业园区绿色微电网和源网荷储一体化建设，推动多能互补高效利用”是工业园区节能、减耗、提质、减碳的重要途径和措施，对于工业领域实现碳达峰、碳中和目标意义重大。

　　“在具备条件的工业企业、工业园区，加快发展分布式光伏、分散式风电等新能源项目”，通过充分发挥园区厂房屋面资源和土地资源聚集化的关键优势建设新能源项目，推动工业厂房建筑与太阳能深度融合发展，可实现绿色低碳能源直供园区企业使用，推动工业园区绿色能源多能高效互补，提高区域绿色能源综合利用。同时在工业园区开展新能源电力直供，企业优先使用园区光伏、风电电量，可减少用电成本，促进分布式新能源就近、就地消纳。此外，采取“自发自用，余电上网”或“绿电交易”模式，将剩余电量进行市场化交易还可获得一定收益。

　　2021年3月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号），指出源网荷储一体化和多能互补是实现电力系统高质量发展、促进能源行业转型和社会经济发展的重要举措，旨在“积极构建清洁低碳安全高效的新型电力系统，促进能源行业转型升级”。2021年10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，明确提出“积极发展‘新能源+储能’、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统”。

　　2021年6月，国家能源局、农业农村部、国家乡村振兴局联合印发的《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》（国能发规划〔2021〕66号）提出，“创新发展新能源直供电、隔墙售电等模式”。《“十四五”可再生能源发展规划》中也提出，“因地制宜开展新能源电力专线供电”。《实施方案》中进一步明确“开展新能源电力直供电试点”，即在具备条件地区，在符合规划的前提下，开展由新能源发电企业直接向电力用户供电的试点工作，完善相关机制与保障措施，建设一批绿色直供电示范工厂与示范园区，加快提高终端用能中新能源比重。

　　海宁正泰工业园区智能光伏、储能、充电系统一体化微电网项目于2019年建成。结合园区实际用能需求，在工厂厂房建设5.9兆瓦分布式光伏发电系统，在园区6号厂房南侧建设交直流耦合微电网系统。微电网集成了光伏BIPV小屋8.83千瓦、光伏BIPV停车棚50千瓦、光伏路及光伏连廊4.5千瓦、光伏实验区35千瓦，再加上垂直轴风机5千瓦、PEM制氢系统、碱性制氢系统、燃料电池系统10千瓦，构建多模式电解水制氢混合系统，建成氢能产-供-销一体化示范工程项目，通过智能、高效、稳定的电力电子变换设备接入微电网中；对2台4.2兆瓦制冷量冷水机组循环水余热回收改造利用，配置了2兆瓦燃气内燃机组和烟气热水型溴化锂机组，在发电的同时通过回收高温余热可产生2150千瓦时制冷量或2035千瓦时制热量，同时热水供园区生产使用，形成冷热电联供，系统整体利用效率达到86.8%；配置50 千瓦/100 千瓦时的电储能系统，实现网内新能源发电波动平滑、系统移峰填谷运行、不间断电压支撑等功能，保障系统的供电可靠性；对外以整体形式与大电网之间进行电力电量交易，可实现大电网与微电网之间的互动运行。

　　主要政策点2：推动太阳能与建筑深度融合发展。完善光伏建筑一体化应用技术体系，壮大光伏电力生产型消费者群体。到2025年，公共机构新建建筑屋顶光伏覆盖率力争达到50%；鼓励公共机构既有建筑等安装光伏或太阳能热利用设施。

　　太阳能发电与建筑结合可分为光伏发电附着于建筑物（BAPV）和光伏发电与建筑集成（BIPV）以及太阳能热利用设施。目前应用规模最大的主要是BAPV，即将光伏板铺设于建筑屋顶之上，为分布式光伏的主要开发形式。而BIPV则由发电光伏板与建筑结合，达到光伏建筑一体化集成，除了屋顶光伏外，还可以用作光伏幕墙、光伏遮阳、光伏温室等应用场景，其中的光伏板不仅提供发电功能，同时作为建筑结构的一部分，取代部分传统建筑结构如屋顶板、瓦、窗户、建筑立面、遮雨棚等。BIPV作为建筑光伏的新方案，在安全性、观赏性、便捷性和经济性等方面都具备一定的优势，是未来的重要发展方向。2020年，我国BIPV新增装机容量70.9万千瓦，安装面积为377.4万平米，占当年国内分布式光伏新增装机量的4.5%。

　　2020年我国新增建筑面积约为31.5亿平方米，累计建筑面积超400亿平方米，BAPV、BIPV等太阳能与建筑结合应用的市场潜力巨大。但BIPV发展还面临诸多挑战。一是产品性能要求高，BIPV是建筑和光伏深度融合的产物，以建筑材料的属性为主，光伏发电性能为辅，对BIPV光伏组件的性能有更高的要求，不仅要求具备较长使用寿命，还要具备建材的防水性、安全性、牢固性和美观性等方面的要求。二是行业标准尚未形成，目前BIPV主要标准集中在建筑领域，缺乏针对光伏发电的标准规范，同时标准制定大多依靠行业内的讨论和地方政策的规划指导，尚未形成全国性的BIPV统一标准体系。三是产品特异性较高，产品制造商需参与建筑设计、施工等多个环节，推高了投资和发电成本，同时商业运行模式欠成熟，发电与节能环保效益难以直接转化为投资者收益，大规模推广难度大。《实施方案》对BIPV等太阳能与建筑相结合的应用给出了发展方向，对其进一步快速发展将起到促进作用。

　　目前国内广东、江苏、西安、北京、上海等多个省（市、自治区）已经明确发布了光伏建筑一体化相关补贴政策，补贴力度在0.3-0.4元/千瓦时左右，单个项目总补助限额在100-300万元，光伏制造业头部企业纷纷加大光伏建筑一体化产品开发投入，助推建筑用能绿色发展。2022年7月，住建部、国家发展改革委印发《城乡建设领域碳达峰实施方案》（建标〔2022〕53号），提出优化城市建设用能结构，推进建筑太阳能光伏一体化建设，到2025年新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%。推动既有公共建筑屋顶加装太阳能光伏系统。

　　2014年武汉新能源研究院大楼建成，该建筑占地面积165亩、建筑面积6.8万平方米，合理利用水、风、太阳能等自然资源，以马蹄莲为设计理念，寓意“武汉新能源之花”。整个建筑包括马蹄莲形主塔楼、5个树叶形实验室和一个花蕾形展示中心，顶部“花盘”上安装有风光互补与建筑一体化系统，由320千瓦光伏发电和8千瓦风电组成，每年发电量约48万千瓦时，占整栋大楼自身用电量的14%。

　　多个光伏与交通建筑结合项目建成投运。2019年9月，北京大兴国际机场屋顶分布式光伏发电项目顺利并网发电。这是全球距离跑道最近、国内首个飞行区跑道旁铺设的光伏系统，项目总容量4.1兆瓦，包括机场货运区2.03兆瓦和北一跑道2.07兆瓦，安装光伏组件1.3万块，逆变器57台，电缆及光缆铺设43公里，预计每年可提供约500万千瓦时的绿色电力。2022年6月，北京丰台火车站屋顶分布式光伏项目投运，为站内照明、取暖、制冷、通风及冷库等提供绿色电力。光伏组件布置面积约为3.18万平方米，总容量5.9兆瓦，预计年提供清洁电量约704万千瓦时，占全站用电量的15%。通过此类光伏+交通建筑的应用，拓展绿色建筑新模式，实现清洁、环保、绿色、美观，公共建筑建设，彰显“绿色交通、绿色北京”理念，为首都绿色发展贡献力量，助力低碳目标实现。

　　主要政策点1：开展绿色电力交易试点，推动绿色电力在交易组织、电网调度、价格形成机制等方面体现优先地位，为市场主体提供功能健全、友好易用的绿色电力交易服务。

　　新能源等绿色电力具备双重属性，一是物理电能量属性，用于满足电力用户的用能需求；二是环境属性，体现在减少污染物和温室气体排放方面发挥的作用，国际上通常采用绿色电力证书（简称绿证）作为环境价值交易载体。绿证与物理电能量相互独立，在具体交易时，分为“证随电走”（绿证和对应物理电量一起参与交易）、“证电分离”（绿证和对应物理电量分别单独交易）两种模式。我国绿证制度自2017年建立以来，以“证电分离”交易模式为主。为提高绿证交易灵活性，进一步提升全社会绿电消费水平，2021年，国家发展改革委、国家能源局批复北京电力交易中心（简称北交）、广州电力交易中心（简称广交）提交的绿色电力交易试点方案，基于全国统一的绿证体系，试点启动绿色电力交易（简称“绿电交易”），即试点“证随电走”交易模式。批复明确绿色电力交易要充分体现绿色电力的环境属性价值，同时要做好绿色电力交易与绿证机制的衔接，建立全国统一的绿证制度。国家可再生能源信息管理中心根据绿色电力交易试点需要，向北京、广州电力交易中心批量核发绿证。

　　根据北交、广交发布的绿色电力交易规则，绿电交易是指电力用户或售电公司与绿色电力发电企业依据规则同步开展电力中长期交易和绿证认购交易的过程，市场主体在申报电量的同时，分别申报电能量价格、绿证（环境溢价）价格，相关价格通过市场形成。同一交易周期内，绿色电力直接交易安排在其他电力中长期交易之前组织开展，在保证电网安全运行的基础上，绿色电力交易合同将优先安排，保证交易结果的优先执行，充分体现绿电交易的优先地位。为做好绿色电力交易服务，北交、广交均明确要完善电力交易系统功能，如北交建立了“e-交易”电力市场服务平台，更好支撑绿色电力交易组织开展，做好交易服务。

　　绿电交易是促进绿电消费的重要途径，根据《实施方案》要求，下一步北交、广交及有关机构应不断完善绿电交易机制，提升绿电交易服务水平，满足绿电交易市场需要，扩大交易规模。

　　2021年9月7日，绿电交易正式启动。交易首日，上海14户直接参与交易的电力用户与西北光伏发电企业获得成交，实现了全国首单绿电交易，总成交电量15.3亿千瓦时。北交、广交组织的首批绿电交易电量共计79.35亿千瓦时，其中，68.98亿千瓦时在北交完成，10.37亿千瓦时在广交完成，交易价格较当地电力中长期交易价格溢价0.03-0.05元/千瓦时，共17个省份259家市场主体参与。国家可再生能源信息管理中心根据绿电交易已结算数。