中国储能网讯：今年1月，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称“新规”），替代已施行11年的旧规。这份被业界称为“及时雨”的文件，既是对分布式光伏行业爆发式增长的回应，也是对发展乱象的规范整治。

截至2024年底，我国分布式光伏累计装机达3.7亿千瓦，占全国发电总装机的11%，发电量占比超四成，成为能源转型的生力军。然而，装机狂飙的背后，无序扩张、备案乱象、农户权益受损等问题逐渐暴露。

新规能否让分布式光伏发展突破桎梏实现轻装上阵？答案毋庸置疑。新规以问题为导向，通过分类管理、权责明晰、生态优化三大抓手，为行业构建起“松绑”与“规范”并行的制度框架，破解发展梗阻，释放市场活力。

分类管理是破解行业无序扩张的核心路径。分布式光伏的初心在于“用户侧开发、就近消纳”，但部分项目借“分布式”之名行“集中式”之实，挤占电网资源，加剧供需矛盾。新规通过精准分类施策，将项目细分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四类，并明确容量上限及并网模式。举例来说，大型工商业项目原则上需“全部自发自用”，仅允许在电力现货市场成熟地区余电上网，这一设计从根源上遏制“假分布式”现象，倒逼企业回归用户侧开发的本质逻辑。同时，新规要求电网企业建立配电网可开放容量季度发布机制，强化“可观、可测、可调、可控”的技术标准，将被动应对转为主动调控，为分布式光伏与电网协同发展提供技术支撑。

权责对等是根治备案乱象的制度基石。备案管理曾是分布式光伏发展的灰色地带。一些企业以农户名义备案工商业项目，将金融风险转嫁给农户，甚至引发“光伏贷”纠纷；地方政府以特许经营、配套产业要求等隐形门槛干预市场，扭曲资源配置。新规以“备案主体与投资主体一致”为原则，明确非自然人项目不得以自然人名义备案，并禁止地方政府设置隐形准入壁垒。这一改革既堵住了“借壳备案”的监管漏洞，又规范了行政权力边界，为市场主体营造公平竞争环境。此外，新规要求已备案项目明确权责关系，通过合同约束保障农户权益，避免“光伏贷”等民生痛点，为分布式光伏下乡筑牢法治防线。

构建“政策引导+市场驱动”的生态体系是可持续发展的关键保障。旧版政策诞生于补贴驱动时代，其“规模管控”逻辑已难以适应平价市场化阶段的需求。新规摒弃简单粗放的行政干预，转而通过消纳责任权重、承载力评估等机制引导科学布局，同时鼓励微电网、虚拟电厂等新模式探索，让“自发自用”成为模范典型。此外，新规还明确支持分布式光伏与储能、负荷聚合等技术融合，推动其从单一电源向源网荷储一体化系统升级。这种政策导向既尊重市场规律，又为技术创新留出空间，标志着行业管理从“管规模”向“管生态”的深刻转型。

但也要意识到，政策落地需破解执行尺度不一与配套机制缺位的现实挑战。尽管新规为行业规范发展绘制了蓝图，但实施细则的明确性、审批备案的透明度、地方政府的执行力度仍存隐忧。例如，大型工商业项目转为集中式电站的具体流程尚未明晰，可能影响企业投资决策；部分地区电网承载力评估滞后，或导致项目审批与消纳能力脱节。此外，分布式光伏与电力现货市场、绿证交易等机制的衔接仍需政策协同。破解这些难题，既需要国家层面加强标准统一和动态监测，也需地方政府摒弃“运动式”推进思维，真正以承载力为基准优化项目布局。

分布式光伏的勃兴，是中国能源革命的缩影。新规的出台，既是对过去十年分布式光伏粗放发展的校正，更为未来新能源高质量发展夯实根基。

规范化管理绝非限制发展空间，当无序扩张被精准管理取代，权责模糊被法治框架廓清，政策滞后被创新机制突破，方能推动分布式光伏在能源转型的大潮中行稳致远，为经济社会绿色发展提供更坚实的支撑。

合理保障分布式光伏发电收益

《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》（以下简称《通知》）于近日印发，备受瞩目的分布式光伏发电收益问题迎来破局方案——分布式光伏发电全面进入市场化交易阶段。

近年来，分布式光伏装机规模和发电量呈快速增长态势，成为我国能源结构优化的重要推动力。然而，分布式光伏消纳压力愈加显现，一些项目的收益情况不容乐观。如，2024年10月，因投资收益低，国家电投核销赤峰市阿鲁科尔沁旗40兆瓦户用分布式光伏项目。系列市场动向表明，企业已开始谨慎布局分布式光伏项目。究其原因，一方面与分布式光伏并网难度增大有关，另一方面也受新能源全面入市箭在弦上的“传闻”影响。

而今，《通知》发布给分布式光伏吃了“定心丸”。建立“多退少补”的“差价结算机制”，对纳入机制的电量，在市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时进行差价扣除，以此平滑项目收入波动，为投资者提供了相对稳定的预期。实行“新老划断”的分类施策，既照顾了存量项目的利益，又为增量项目创造了公平竞争的市场环境。

总体来看，引导行业健康有序发展、保障分布式光伏发电收益的顶层设计已落地。不过，新政并未明确全电量入市分布式光伏项目类型，以及如何保障不具备主动参与市场交易或参与机制电价竞价能力的自然人户用电站收益。对此，各地依然需因地制宜，制定差异化实施方案。

对于电力市场交易规则和交易系统尚不支持分布式光伏主动参与电力市场的省份，应加快完善市场交易机制，出台适应分布式光伏特征的交易规则，优化交易系统，加快建设虚拟电厂交易机制和平台，支持分布式光伏以聚合模式公平参与绿电交易、常规中长期交易等电力市场。

尽管分布式光伏项目可根据自身实际情况选择报价参与交易，也可接受市场形成的价格，但大部分省份现货市场尚未连续运行，现货机制尚不成熟，现货市场波动大，分布式光伏发电收益面临巨大不确定性。同时，也会产生高额机制电价差价费用。因此，对于分布式光伏的市场交易均价，各地可根据实际，统一按中长期同类项目加权平均价格执行。

户用光伏，是分布式光伏助力乡村振兴的民生工程。为保障农户收益，地方可鼓励户用光伏项目将未来拟投产项目打包申报竞价，优化简化审批流程。2025年6月1日后投产的分布式光伏项目在参与机制电价竞价时，地方可考虑户用光伏项目中农户租金等成本，适当提高价格下限、延长执行期限。

工商业分布式光伏项目，由于电价随供需波动，其面临资金链紧张甚至断裂的风险较大，各地可探索不同的金融工具，实现风险对冲。

电网协同升级对于保障分布式光伏收益亦至关重要。1月17日发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》对电网企业职责进行了明确，电网企业在落实同时，可加大电网改造与智能化建设的投入力度，提升电网接纳能力，加快智能电网建设。

新能源电价市场化改革与分布式光伏管理新政的协同出台，标志着我国分布式光伏管理从粗放扩张转向精细运营，分布式光伏发电收益保障已从单一政策扶持迈入系统性优化阶段。未来，唯有持续完善市场机制、强化技术支撑、保护多元主体权益，方能真正实现绿色电力经济价值与社会价值的双赢。

“多向奔赴”促进分布式光伏接网消纳

近日，国家能源局修订印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》，标志着我国分布式光伏发展进入系统性重构的新阶段。文件针对接网消纳这一制约发展的主要矛盾，提出了促进分布式光伏发电“量”“质”提升的一揽子举措，旨在通过政策、技术、市场、治理的多向协同，为新型电力系统建设提供制度保障。

数据显示，截至2024年底，我国分布式光伏发电累计装机达3.7亿千瓦，是2013年底的121倍。相较集中式光伏发电而言，这些“绿色能源细胞”以就近就地开发利用为基本功能，在减轻远距离输电压力、平抑电力峰谷差、增强电网韧性等方面展现出了独特价值。

但硬币的另一面是分布式光伏高速发展带来接网消纳能力不足的问题。针对这一痛点、堵点，新管理办法通过“提升电网承载力”与“规范备案管理”双轨并行的策略，既为行业松绑，又为投资主体戴上“紧箍咒”。

在电网侧，通过建立“省级能源主管部门组织开展评估—可开放容量季度发布和预警—电网企业综合制定解决方案”全周期闭环管理机制，引导分布式光伏科学布局。

在发电侧，政策明确新建项目需具备“可观、可测、可调、可控”技术特征，支持分布式光伏通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂等创新模式参与系统调度，为高比例可再生能源并网探索技术路径。

在用户侧，针对“农户出屋顶、企业出资”模式中存在的权责失衡问题，严令禁止非自然人项目以自然人名义备案，同时剑指地方保护主义，明确不得通过特许经营垄断屋顶资源、强制配套产业等行为，切实维护农户权益与市场公平。

新管理办法还提出，对大型工商业项目实行“全部自发自用”，对户用和小型工商业项目保留余电上网选择权，既防范大规模余电上网冲击电网安全，又兼顾市场主体实际需求。这种精准施策的管理思路，将引导分布式光伏从规模扩张向质量提升转型，在技术迭代中实现系统平衡。

当下来看，新管理办法在落地层面还面临着多重考验。例如，配电网改造资金投入与分布式光伏增速的匹配度，微电网、虚拟电厂等新模式的技术标准与市场规则的完善，地方政府和电网企业如何落实好管理办法的细则等。这些问题，均有赖于具体操作过程中政府、企业、用户的多方协同，去合力解决。电网企业加快数字化转型，政府部门强化过程监管，市场主体恪守合规经营，以形成共建共治共享的良性生态。

站在构建新型电力系统的战略高度审视，分布式光伏承载着能源转型与乡村振兴的双重使命。政策创新正推动行业突破“并网之困”，向着源网荷储深度协同的更高维度演进。

记者：邱燕超 冯聪聪 李东海