分布式光伏新政点评(补)

分布式光伏新政点评（补）

SOLARZOOM新能源智库2025-2-12

近期是光伏政策出台密集期。国家能源局2025年1月17日下发、1月23日向市场公布了《分布式光伏开发建设管理办法》（以下简称“本政策”、“分布式光伏新政”），年后又出台了《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“集中式光伏新政”）。在2月10日SOLARZOOM新能源智库的文章《光伏上网电价市场化政策》中，我们点评了后者，讲的是集中式光伏的新政。而部分读者比较关注分布式光伏，而且分布式光伏新政也是一个管5年时间的大的框架型政策，比较重要，所以今天这篇文章应读者要求，补一下对分布式光伏新政的点评。

讨论以下几个问题：

（1）分布式光伏新政的主要内容。

（2）与2024年10月征求意见稿的差异。

（3）集中式光伏新政与分布式光伏新政的关系。

（4）分布式光伏新政对各方的影响？

（5）分布式光伏新政所没有讲清楚的三个问题。

一、分布式光伏新政的主要内容

1．根据新政，分布式光伏分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四种类型。各种类型的定义、投资主体、场地、规模限制、电压等级、上网模式规定如下：

注：涉及自发自用的，用户和光伏项目应位于同一用地红线范围内

SOLARZOOM新能源智库点评：关于分布式光伏的分类及上网模式，本政策与此前最大的变化是：

（1）工商业分布式全面取消了全额上网模式，故而无法再以燃煤基准价将电力出售给电网。在分布式光伏新政出台的同时，集中式光伏新政也已经出台，从2025年6月1日起的新建项目全面参与市场化交易。因此，本政策下的工商业分布式与集中式光伏新政的口径一致，除户用以外光伏发电项目的固定电价时代正式宣告结束。

（2）本政策取消了原先的“农光互补、渔光互补、小型地面电站”，将上述类型归入集中式电站管理。分布式光伏突出“就近就地开发利用”的要求。

（3）户用光伏政策基本不变。

2．分布式光伏的规模管理概念被弱化，2013年版“规模管理”一章的标题改为本政策的“行业管理”。省级能源主管部门指导地方能源主管部门综合考虑电力供需形势、系统消纳条件、电网接入承载力、新能源利用率等，提出本地区分布式光伏发电建设规模，并根据实际情况动态调整。

SOLARZOOM新能源智库点评：所谓规模管理，是“度电补贴”、“基准电价但光伏项目存在超额收益”时代的产物。在当前非户用光伏项目上网电价全面市场化的背景下，国家对集中式光伏新增装机量规模的指引，已经逐步采用市场化方式，通过规定“非水可再生能源消纳责任权重”、“机制电量”而间接影响IRR及新增装机量。在分布式光伏方面，过去几年主要的规模管理方式，是对电力消纳有困难的地区限制接入。从2025年开始，在电力现货连续运行地区的独立储能项目，有机会借助于现货市场，以市场化的方式提供付费的调峰服务（服务费即为不同时点的电力现货价差，须等待进一步的储能政策）。故而，在政策上，其实已经没有必要再对分布式光伏项目的规模进行人为的限制。因此，本政策在分布式光伏的规模管理方面已经明显弱化了，但由于户用项目还可以采用“全额上网模式”并存在一定的超额收益，因此有必要给省级能源主管部门以一定的规模管理权限。

3．分布式光伏的备案及其投运后上网模式的变更。

分布式光伏的备案，除自然人户用外，明确由投资主体备案而非电力用户备案，备案容量为交流侧容量。分布式光伏项目建成并网一个月内，完成建档立卡填报工作。

除非自然人户用光伏外不允许将分布式光伏项目合并备案。同一用地红线内，通过分期建设、不同投资主体分别开发等形式建设的工商业分布式光伏发电项目，不得新增与公共电网的连接点。

分布式光伏项目备案后，不得自行变更备案信息的重要内容。分布式光伏项目可以根据变更上网模式一次，并向备案进行备案变更；大型工商业分布式光伏的电力用户负荷发生较大变化的，可以将项目转为集中式光伏。

SOLARZOOM新能源智库点评：根据本政策规定，对于大型工商业分布式光伏项目，不允许分拆为多个一般工商业项目进行备案，由此防止大型项目对本政策的套利。用电负荷高、屋顶面积大且有多个屋顶的电力用户，也没有办法让多个合同能源服务公司在不同屋顶上分多个项目分别提供服务。

本政策给予分布式光伏的上网模式一次变更机会。

对于大型工商业分布式光伏而言，优先情形是：“高自发自用比例+余电现货交易”；若电力负荷急剧恶化，接近于全电量参与现货交易自然收益会很低，因此本政策允许大型工商业分布式光伏转为集中式电站，根据集中式光伏新政可采用“高比例机制电价+余电现货交易”的政策。

对于一般工商业分布式，优先情形是“高比例自发自用+余电按燃煤基准价上网”，但若电力负荷急剧恶化，而自发自用比例低于当地所要求的比例时，这一差额部分怎么处置，本政策完全没有讲清楚，也没有允许一般工商业分布式转为集中式电站。我们的理解是，这一部分采用现货交易。换言之，我们理解的保底情形是“自发自用+不超过当地允许的余电上网比例电量按燃煤基准价上网+余电现货交易”。至于本政策为什么在这个重要问题上没有规定清楚，我们不是特别清楚。

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（HJT产业链价格行情请点阅读原文查阅）

4．分布式光伏的电网接入。

电网企业应公平无歧视的提供电网接入服务，但当出现“已备案且具备建设条件，但本地区暂无可开放容量”时，则由省级能源主管部门组织电网企业等制定解决方案；当可开放容量不足时，电网企业应当告知项目投资主体并按照申请接入电网顺序做好登记，具备条件后及时办理相关手续。

分布式光伏项目电网接入的流程如下：

（1）分布式光伏项目提交并网意向，电网应于2个工作日内给予书面回复。

（2）分布式光伏发电项目应当开展接入系统设计工作。

（3）投资主体向电网提交接入设计方案报告，电网应于2个工作日内给予受理的书面回复。

（4）电网受理接入系统设计方案报告后，35kV以下的在10个工作日内出具答复意见，110kV（66kV）的在20个工作日内出具答复意见。

（5）项目施工实施。新建的分布式光伏发电项目应当实现“可观、可测、可调、可控”，提升分布式光伏发电接入电网承载力和调控能力。电网企业应当对分布式光伏发电项目的全部发电量、上网电量分别计量，免费提供并安装计量表计。

（6）全额上网、自发自用余电上网的分布式光伏发电项目投资主体应当在并网投产前与电网企业签订购售电合同，各类分布式光伏发电项目还应当在并网投产前与电网企业及其调度机构签订《并网调度协议》。分布式光伏豁免电力业务许可证。

（7）分布式光伏发电项目竣工后，电网企业应当按照有关规定复核逆变器等主要设备检测报告，并按照相关标准开展并网检验，检验合格后予以并网投产。

SOLARZOOM新能源智库点评：最近几年以来，分布式光伏的大规模实施已经使得相当多地区电网接入容量被耗尽。若电力负荷没有大规模增长，且独立储能或光储电站的商业模式又没有完全打通，则根据本政策，电网完全可以让分布式光伏项目慢慢等待。目前的各地电网剩余容量及全国用电量增速能否支持分布式光伏的增长，不属于本政策的分析范围。当电网容量仍有剩余的情况下，本政策对于电网的接入流程描述的较为清晰。

5．分布式光伏的运行管理及调度。

分布式光伏发电可独立或者通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与调度；分布式光伏发电项目投资主体可自行或者委托专业化运维公司等第三方作为运维管理责任单位。

分布式光伏发电项目投资主体、有关设备制造供应商、运维管理责任单位应当严格执行调度运行、网络安全与数据安全等有关管理规定，并网的分布式光伏发电仅应当按照调管关系接受相应平台的远程调控，禁止擅自设置或者预留任何外部控制接口，并加强涉网设备管理，配合电网企业及其调度机构做好并网调度运行管理，不得擅自停运或者调整涉网参数。

建档立卡的分布式光伏发电项目按全部发电量核发绿证，其中上网电量核发可交易绿证，项目投资主体持有绿证后可根据绿证相关管理规定自主参与绿证交易。

SOLARZOOM新能源智库点评：根据本政策，分布式光伏项目如要余电上网或参与电力交易，其调度权肯定是归电网所有的，投资商、设备商、运维商均无权擅自设置，甚至预留接口都不行。

另外，本政策明确规定了分布式光伏的绿电归属是投资商，故而电力用户如果要使用绿证，则应当在EMC协议中明确约定，否则默认的权属不归电力用户。

6．对于不规范的分布式光伏行业现象提出了规范要求，比如：

（1）各地不得以特许权经营方式控制屋顶等分布式光伏发电开发资源，不得限制各类符合条件的投资主体平等参与分布式光伏发电开发建设，不得将强制配套产业或者投资、违规收取项目保证金等作为项目开发建设的门槛。

（2）除法律法规明确规定外，不得要求企业必须在某地登记注册，不得为企业跨区域经营或者迁移设置障碍，不得以备案、认证、要求设立分公司等形式设定或者变相设定准入障碍。

（3）涉网设备必须符合国家及行业有关涉网技术标准规范等要求，通过国家认可的检测认证机构检测认证，经检测认证合格后，电网企业不得要求重复检测。

（4）利用农户住宅建设的，应当征得农户同意，切实维护农户合法权益，不得违背农户意愿、强制租赁使用农户住宅。

（5）对于非自然人户用分布式光伏，分布式光伏发电项目投资主体与自然人签订的合同与协议应当责、权、利对等，不得转嫁不合理的责任与义务，不得采用欺骗、诱导等方式侵害自然人合法权益。

SOLARZOOM新能源智库点评：本政策中的上述条文大致可分为两类，第（1）-（3）条对地方保护主义或电网的乱收费进行禁止，保护分布式光伏投资商的利益，第（4）-（5）条则主要针对户用光伏的乱象，保护自然人屋顶业主或电力用户。

7．对于2025年5月1日前并网投产的项目，仍按原管理办法执行。新老划段。

SOLARZOOM新能源智库点评：这或将引起2025年4月30日前出现一波工商业分布式光伏的“抢装”；在此之前的项目，可以执行全额上网电价。

二、与2024年10月征求意见稿的差异

本政策与2024年10月所公布的征求意见稿相比，最大的差异点在于：

（1）征求意见稿中，大型工商业分布式光伏只允许自发自用，不允许“自发自用、余电参与现货交易”；而正式稿中，则允许了后一种上网模式。

SOLARZOOM新能源智库点评：根据征求意见稿的表述，对电站运营商而言，大型工商业分布式光伏项目的主体风险完全没有规避措施，故而会使得大型工商业分布式光伏完全发展不起来。因此，正式稿则修正了这一表述。

（2）正式稿中，要求专线供电的大型工商业分布式项目必须是用户自投的（原文是要求“用户与发电项目投资方为同一法人主体”），而征求意见稿中并无此要求。正式稿中，要求涉及自发自用的，用户和分布式光伏发电项目位于同一用地红线范围内。

SOLARZOOM新能源智库点评：这两句话合在一起，就给“在工厂之外新拿一块土地、找一个电站运营商做光储项目、最终给电力用户直接专线供电的源网荷储项目”判了“死刑”。这类项目涉及到大比例替代火电，又是自己拉专线，对于电网、火电企业的利益都是有明显侵占的。因此，根据本政策的5年有效期，不难得到这样一个结论：国家能源局在2025-2029年间似乎并不鼓励有大规模“存量替代”性质的能源革命，不鼓励“与用户分属不同土地红线、第三方投资的源网荷储项目”。

由此可见，在分布式光伏新政2025-2029年这5年的有效期内，侵占电网利益的“源网荷储项目”不是能源局鼓励的重点。而大型工商业分布式光伏还是有电站运营商愿意实施的，因此给能源局的征求意见稿提出了意见。

通过分析不难得到结论：根据集中式光伏新政，2025年6月1日后并网的集中式电站，执行“机制电价+现货交易电价”；而大型工商业分布式光伏若采用“自发自用电价+现货交易电价”，大型工商业分布式的电价水平是高于集中式电站的，故而是有相对的收益率优势的。更为重要的是，集中式光伏电站的未来机制电价是不确定的，而大型工商业分布式光伏的电价是可以通过EMC协议提前约定固定值的，故而在电网仍有接入容量的地区，电力用户主体资质较好的大型工商业分布式有可能会成为未来一段时间的发展的方向！！

三、集中式光伏新政与分布式光伏新政的关系

（一）共同构建完全市场化的光伏电价政策框架体系

集中式光伏新政的发布时间与分布式光伏新政的发布时间是几乎一致的，都在2025年1月。两者的发布所共同的背景是：

（1）在此之前2024年7月的二十届三中全会上，国家定调建设全国统一电力市场。而2024年11月，《中华人民共和国能源法》颁布，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布。

（2）光伏组件价格大幅下降，从2022年11月的2元/W，降低至2025年1月的不超过0.7元/W，由此推动度电成本大幅下降。

集中式光伏新政与分布式光伏新政两者的公布，使得未来光伏、储能在电力市场中的定位清晰了，并共同构建起了完整的光伏电价政策框架体系。

根据集中式光伏新政，25年6月1日后投产的集中式光伏项目，参与新能源可持续发展价格结算机制并竞争性的获得机制电量，执行机制电价（高于现货电价，但低于中长期交易电价，其高出现货电价的部分回收折旧，其低于中长期交易电价的部分支付调峰成本），超出机制电量的部分参与现货交易。政策中规定“不得向新能源不合理分摊费用，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”，因此不再要求集中式光伏项目配置储能。根据分布式光伏新政，25年5月1日后投产的大型工商业分布式光伏项目，通过EMC协议约定自发自用电价，余电参与电力现货交易；政策中没有任何地方出现“储能”二字。

因此，基于上述两个政策，我们不难发现，未来一段时间内，国家对于未来光伏、储能在电力市场中的定位已经想清楚了：

（1）从管理的角度看，光伏项目、储能项目暂时分开发展。

（2）光伏发电不同于火电水电核电，无法按照根据电网调度调节出力，无法直接参与中长期交易（否则，对于具有调峰能力的电源而言是不公平的），故而单独参与新能源可持续发展价格结算机制。由此，在中长期电价、现货电价外形成一个新的机制电价（适用于集中式光伏）。

（3）独立储能项目、光储项目未来预计会被允许参与电力现货交易，但目前还没有出台政策。

（4）通过中长期交易、新能源可持续发展价格结算机制、现货交易，以市场化的方式，构建起电价的均衡体系。光伏大规模发展压低中午电价，独立储能通过大规模发展并在午间光伏出力时段充电，抬高中午电价，最终中午电价不至于经常出现零电价、负电价。独立储能通过在傍晚高电价时段放电，压低傍晚电价，并与火电竞争。而光储电站项目，则直接在高电价时段放电，压低定价。因此，伴随着光伏、储能的发展，最终将使得现货电价在傍晚时段也能显著下降，在中午不至于太低，而中午与傍晚之间的价差又不至于过大。

（5）电力市场化，由此成为光储电力大规模替代火电，实现国家能源革命目标的一个重要的机制。

（二）集中式光伏新政对光伏BOS成本的“挤水分”将传导至分布式光伏项目

站在2024年底的时间点上，阻碍光伏电站度电售价下降的最核心问题，不在光伏组件，而是在高昂的BOS成本。以2024年大型集中式电站小EPC竞标的数据来看，BOS成本已经低至1元/W的水平，但大量光伏电站收购价格仍然在3元/W左右。因此，在BOS环节，存在着将近1元/W的利润空间及灰色地带，由此阻碍光伏度电成本的持续降低。

集中式光伏新政中，规定25年6月1日后投产的不同时期的光伏电站，共同参与此后每个月的新能源可持续发展价格结算机制，共同竞争出机制电价，这一机制电价的跨期竞争机制，将导致电站运营商在BOS环节成本没有实现充分“挤水分”前，不敢大规模的投资集中式电站。这对于EPC企业而言，可谓是“灭顶之灾”，但对于新能源产业的长期健康发展而言，确实是一个必要的过程。

当集中式光伏新政与分布式光伏新政共同出台，且集中式光伏领域出现BOS环节充分“挤水分”，则会出现的情况是，分布式光伏的BOS成本也将大幅下降。具体机制是：集中式EPC企业部分、阶段性放弃集中式EPC市场，而进入大型工商业分布式光伏的EPC市场。为了抢夺市场份额，其对分布式光伏的BOS成本进行充分“内卷”，最终，实现分布式光伏BOS成本的大幅下降。

四、分布式光伏新政对各方的影响？

（一）对电力用户的影响

分布式光伏新政对电力用户的直接影响不大。但存在三个机制的间接影响，使得未来EMC协议电价的显著下降及用户电价的下降：

（1）伴随着集中式光伏EPC企业转战分布式光伏，集中式光伏BOS成本的下降将快速传导至分布式光伏。

（2）集中式电站运营商面临不确定的电价，算不出电站IRR，而大型工商业分布式光伏的IRR计算是较为清晰的。故而集中式电站运营商将转战分布式，导致分布式光伏要求IRR能维持在一定水平。

（3）分布式光伏新政、集中式光伏新政出台后，非户用光伏电价全面市场化。当更多光伏电站参与电力现货交易，电力现货的价格持续下降。

电力用户无论是通过现货交易采购电力，还是新增分布式光伏项目并签署EMC协议，都可以获得更低的电价。

（二）对电站运营商的影响

本政策相比之前的分布式光伏政策，虽然取消了全额上网电价，并开启了市场化的进程，导致电站运营商电价的下降。但由于在分布式光伏政策公布的同时出台了集中式光伏新政，而集中式光伏新政具有通过跨期竞争电价倒逼BOS成本大幅下降的作用，并将传导至分布式光伏，故而分布式光伏电站运营商的IRR未必会在未来显著下降（甚至还有可能小幅上升）。

相比2025年6月1日后的分布式光伏及集中式电站，由于集中式电站的机制电价出清（即完全挤掉BOS成本的水分而电价充分降低）需要一个过程，在此过程中的电站IRR都将难以计算，故而地面电站运营商或将阶段性的更青睐于EMC协议电价确定、IRR可以清晰计算出来的大型工商业分布式光伏。

（三）对光伏组件企业的影响

如上文的分析，分布式光伏新政的出台虽然取消了全额上网，但允许一般工商业余电上网，允许大型工商业余电参与现货，分布式光伏项目的总体电价是略微降低了。但由于集中式光伏新政的同时出台，会导致系统BOS成本的大幅下降，并传导至分布式光伏市场，故而对电站运营商而言，IRR并不会显著降低。

分布式光伏新政相比原先的分布式光伏政策，对于分布式光伏的新增总量并没有一个显著的提升作用，或下降作用。

从对组件企业的出货结构上看，分布式产品和集中式产品的要求是不同的。分布式光伏要求更高的正面功率，不追求双面率，组件版型的大小也会对部分屋顶的施工有微弱的影响。因此，当2025年6月1日后国内集中式光伏需求显著下降后，国内分布式光伏或仍然成为一段时间内国内光伏组件销售的重点市场方向。光伏组件企业应在产品结构上做好应对。

（四）对光伏EPC企业的影响

分布式光伏新政和集中式光伏新政同时出台，这对于EPC企业而言提出了极大的挑战。无论是集中式光伏EPC企业，还是分布式光伏EPC企业，都应做好充分的准备，顺应BOS大幅降本的趋势，提高企业竞争力。

五、分布式光伏新政所没有讲清楚的三个问题

本政策有以下几个问题没有讲清楚：

（1）一般工商业分布式光伏，若电力负荷显著恶化导致自发自用比例下降，此时余电上网部分的比例超出了当地规定的水平，超出部分到底是不允许上网，还是以低价参与电力现货市场？没有讲清楚。

（2）分布式光储电站的管理问题。众所周知，分布式光储电站是一个光伏电站加一个储能电站，光伏电站要求余电上网，而储能电站一般不允许向电网反向送电；分布式光伏的调度权归电网（根据本政策规定），而光储电站要求投资商自行掌握充放电策略，从而要自主控制调度权。因此，对于分布式光储电站这一新的业态，目前没有清晰的政策。当前的分布式光伏新政，似乎不能满足电力用户通过实施光储电站降低用电成本的需求。

（3）本政策一方面在界定大型工商业分布式光伏项目时，要求开展专线供电的用户和发电项目投资方是同一法人主体（第四条），一方面规定“分布式光伏发电项目与用户开展专线供电的，发电、用电双方应当按照有关规定承担输配电费、系统运行费用、政府性基金及附加等，公平承担相应的责任和义务”（第三十四条），这句话隐含着专线供电的用户与发电企业是两个不同的主体。因此，到底允不允许与用户非同一法人主体的投资商投资大型工商业分布式光伏并专线供电，这个问题政策没有讲清楚。

希望国家能源局能针对上述三个暂不清楚的问题，出台进一步的说明，以促进我国分布式光伏市场的健康发展。