北京大学能源研究院INSTITUTEOFENERGY
北京大学能源研究院是北京大学下属独立科研实体机构。研究院以国家能源发展战略需求为导向，立足能源领域全局及国际前沿，利用北京大学学科门类齐全的优势，聚焦制约我国能源行业发展的重大战略和科技问题，按照“需求导向、学科引领、软硬结合、交叉创新、突出重点、形成特色”的宗旨，推动能源科技进展，促进能源清洁转型，开展专业及公众教育，致力于打造国际水平的能源智库和能源科技研发推广平台。
气候变化与能源转型项目
北京大学能源研究院于2021年3月启动了气候变化与能源转型项目，旨在助力中国应对气候变化和推动能源转型，实现2030年前碳达峰和2060年前碳中和的目标。该项目通过科学研究，设立有雄心的目标，制定清晰的路线图和有效的行动计划，为政府决策提供建议和支持。
该项目积极推动能源安全、高效、绿色和低碳发展，加速化石能源消费的减量化直至退出。该项目具体的研究领域涵盖宏观的能源与环境、经济和社会的协调综合发展；化石能源消费总量控制；能源开发利用技术创新；电力部门向可再生能源为主体的系统转型；推动电气化；高耗能部门的低碳绿色发展；可持续交通模式；区域、省、市碳中和模式的示范推广；散煤和塑料污染治理；碳中和与碳汇；碳市场；社会公正转型等。
系列报告
分布式光伏高质量发展（2025）
湖南省电力系统支撑能力建设与低碳转型协同发展路径研究（2025）
绿证绿电市场与可再生能源电力消纳的协同研究（2025）
非洲转型矿产资源开发利用与国际合作战略研究（2025）
中国散煤综合治理研究报告2025（2025）
非洲撒哈拉沙漠以南可再生电力可及性发展（2025）
山东省分布式光伏高质量发展的开发模式和市场机制研究（2025）
碳中和下重塑“西电东送”陕西、甘肃发展定位研究（2025）青岛微电网典型案例研究：基于东软载波胶州工业园区智能微电网项目的深度剖析（2025）
湖南省电力系统支撑能力建设与低碳转型协同发展路径研究（2025）
山东省供热行业低碳高质量发展路径研究（2025）
碳-电-证市场协同发展政策路径分析（2025）
面向碳达峰碳中和的新能源发展调节支撑研究（2025）
面向双碳目标与电力保供的煤电定位调整、布局优化与转型路径研究（2025）
双碳目标下中国钢铁行业电气化发展研究报告（2025）
福建省双碳目标下的电力行业低碳转型和深度脱碳路径优化研究（2025）
福建省清洁能源高质量发展战略研究（2025）
“双碳”目标下煤炭基地省份重大生产力布局调整——以山西为例（2024）
墨尔多斯低碳转型及案例研究（2024）
推动燃气发电发展支持碳中和目标实现（2024）
走向公正转型的未来：绿色转型对中国不同区域的影响（2024）
湖南省风光储蓄融合发展的策略方案（2024）
江苏省电力灵活性调节资源发展优先级级路径分析（2024）
华东四省一市电力清洁转型与安全保供路径与方案研究（2024）
促进西北地区产业转型升级和新能源就地消纳协同发展（2024）
碳达峰碳中和下西北“西电东送”重塑研究（2024）
青岛市微电网发展研究-基于典型示范项目的调查（2024）
陕西省微电网发展研究-基于典型示范项目的调查（2024）
中国散煤综合治理研究报告2024（2024）
绿证绿电市场与可再生能源电力消纳的协同研究（2024）
基于灵活调峰和稳定供热前提下的山东省30万千瓦级煤电机组优化思路（2024）
非道路移动机械领域的绿色低碳发展路径研究（2024）
双碳背景下湖南省电力系统灵活能力优化分析研究（2023）
福建省双碳目标与行动路线图研究报告（简版）（2023）
中国散煤综合治理研究报告2023（2023）
山东省中小煤矿电厂低碳高质量发展路径分析（2023）
走向公正转型的未来：中国绿色转型对就业的影响（2023）
“十四五”推动能源转型实现碳排放达峰（2022）
中国散煤综合治理研究报告2022（2022）
中国散媒综合治理研究报告2021（2021）
智能电网是新型电力系统的重要组成部分。《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》明确提出，加快智能电网和微电网建设。然而，新能源全面入市，智能微电网传统“自发自用、余额上网”的发展模式将被重构，智能微电网项目市场不确定性增加。这就要求智能微电网项目更加注重入精益化运营，加快提升参与市场化交易能力，加大商业模式创新，以更好地适应新的发展形势。本研究以青岛东软载波胶州工业园区智能微电网项目为案例，系统评估其经济性及主要影响因素，分析高比例可再生电力消纳路径的可行性，并从政府、行业和企业三个维度提出推动智能微电网高质量发展的对策建议。
案例项目经济性分析显示，项目整体收益良好。在75%电量自发自用、25%余电上网的基准情景下，项目静态回收期4.41年，内部收益率超过20%。
研究进一步识别和分析了影响智能微电网项目经济性的四大影响因素：
一是分时电价政策。一是分时电价政策。尖峰电价上浮10%，内部收益率可提升0.55个百分点；高峰电价上浮10%，提升0.28个百分点。深谷电价下调10%对整体经济性略有正向作用，但低谷电价下调则轻微削弱收益。
二是余电上网比例。通过增加配储规模、提高发电自用比例、降低余电上网比例，项目经济性可显著提升。当余电上网比例从25%降至0%，静态投资回收期缩短了0.51年，内部收益率提升了2.35个百分点。
三是市场化交易机制。研究显示，若余电按现货市场价格结算，将对项目经济性产生负面影响。当余电上网电价由0.3949元/千瓦时（当前山东脱硫煤上网电价）降至山东2025年1至3月电力现货均价0.073元/千瓦时，静态回收期将延长约0.5年。
四是机制电价政策。新机制电价对智能微电网整体经济性同样产生负面影响，若按0.225元/千瓦时的机制电价结算，内部收益率将下降1.73个百分点，静态回收期延长0.27年。
在深度绿电路径方面，研究指出：实现可再生电力100%消纳需新增3000干瓦时储能，经济性明显下降。若进一步实现7/24小时绿电消费，通过购买绿电或绿证，年新增成本分别为11.69万元和1.38万元，这意味着绿电溢价机制尚未形成有效经济激励。
基于上述结论，报告提出三方面建议：在政府层面，应加快营造智能微电网发展的制度环境，将智能微电网作为电力资源主体纳入电力规划，完善调度机制和电力市场体系；同时，地方政府应加强统筹规划，加大试点示范支持力度。在行业层面，加快智能微电网等电力新业态标准体系建设，完善电网接入机制，鼓励商业模式和服务模式创新。在企业层面，应重视负荷资源的价值，实施精益运营，提高系统调度与市场交易能力。
东软载波胶州工业园区智能微电网项目(简称案例项目),位于青岛国家级胶州经济技术开发区，主要由“源网荷储”以及控制系统组成。
1.1.1光伏系统
项目光伏总装机规模1378.2KW,选用单晶硅300Wp组件，组件转换效率21%,年衰减率0.55%,利用东软载波园区1#2#5#6#共4个房屋面，共安装单晶单玻太阳能光伏组件约4954块。其中，1#屋顶光伏区域装设1210块光伏组件，装机容量363kW,由5台60kW组串式逆变器逆变，经直流汇流箱汇流后，接入试制中心配电室低压新设试制中心AA6并网柜；2#屋顶光伏区域装设1210块光伏组件，装机容量为363kw,由5台60kW组串式逆变器逆后，经直流汇流箱汇流后，接入2#厂房配电室低压新设2#AAO并网柜；5#屋顶光伏区域装设1056块光伏组件，装机容量为316.8kW,采用5台60kw组串式逆变器逆变，经直流汇流箱汇流后，并入5#厂房配电室低压新设5#AAO并网柜；6#屋顶光伏区域装设1118块光伏组件，系统装机容量为335.4kW,采用3台50kw组串式逆变器和1台250kw集中式逆变器逆变，经直流汇流箱汇流后，接入综合站房AA6并网柜。
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