新政“组合拳”引导分布式光伏重构商业模式

国家发展改革委、国家能源局今年联合印发《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》（发改价格〔2025〕136号，下称“136号文”），标志着分布式光伏正式告别“保量保价”的舒适区，全面迈入电力市场化交易时代。河北省2024年发布了我国第一份地区分布式光伏入市细则，明确分布式光伏项目可以通过直接参与、聚合商聚合及价格接受者三种方式来参与电力中长期、现货交易以及绿电交易，工商业分布式光伏项目从2024年起按上网电量的20%开展入市试点。山东支持分布式光伏项目委托竞价代理商代理参与竞价，以整合市场资源，提高议价能力，目的是构建“分散资源—集中交易—专业服务”的新型分布式光伏生态。山西省明确，自2025年1月起，分布式新能源可自愿选择以独立或聚合方式参与绿电、绿证交易。

（来源：电联新媒 作者：江西电力交易中心 陈刚）

今年以来，重磅政策频发，绿电直连模式保障了其绿色价值的物理可信与高效就地利用，虚拟电厂则赋予其规模化参与市场、服务系统平衡的强大动能。新能源全面入市、虚拟电厂建设、绿电直连与零碳园区建设等形成政策合力，正在重构分布式光伏的商业模式。

传统模式难以为继

分布式光伏的核心定位在于“就地消纳”。在国际上，国际能源署在定义分布式发电（Distributed Generation，DG）时，强调其为服务于当地用户或当地配电网的发电站。世界分布式能源联盟明确分布式能源（Decentralized Energy，DE）是指在用户当地或附近产生电能和热能。

我国于2012年首次提出分布式光伏的概念，国家能源局《关于印发太阳能发电发展“十二五”规划的通知》（国能新能〔2012〕194号）明确“立足就地消纳，优先分散利用”。根据国家能源局《分布式电源接入电网承载力评估导则》（DL/T2041-2019）评估区域因分布式电源导致向220千伏及以上电网反送电，该区域评估等级应为红色，建议在电网承载力未得到有效改善前，暂停新增分布式电源项目接入 。今年1月发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号，下称《管理办法》）明确，在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施为分布式光伏。

近年来国内光伏组件价格大幅下降，经济效益显著，分布式光伏装机大增。数据显示，2024年国内分布式光伏新增装机首超百吉瓦，累计装机达到374.78吉瓦，占据光伏市场的“半壁江山”。《管理办法》和136号文规定，4月30日前并网的工商业项目可选全额上网，维持燃煤基准电价和较高比例的机制电量，5月31日前并网项目作为存量仍可享受较高比例的机制电量，获得场外补偿维持利益，而6月1日后新项目需通过市场化竞价确定电价。随后，分布式光伏在今年5月31日前出现“抢装潮”。国家能源局发布的最新统计数据显示，今年1~5月，国内新增光伏装机197.85吉瓦，同比增长150%。其中，5月全国新增光伏装机92.92吉瓦，同比增长388%。作为对比，2024年全年，国内新增光伏装机量为277.57吉瓦，同比增长28.3%。

然而，分布式光伏超规划开发、超预期增长对电力系统保安全、促消纳产生深远影响。此前，全国分布式光伏消纳方式以全额上网为主，约占分布式光伏全部发电量的60%，随着分布式光伏快速增长，“鸭子曲线”逐渐加剧，揭示了制约行业可持续发展的结构性矛盾——时空错配矛盾，光伏出力峰谷与负荷需求非同步性，双重矛盾交互作用使得单纯依靠电网扩容的传统模式难以为继。推动分布式光伏参与市场交易，成为化解消纳压力、促进新能源友好有序发展的关键举措。

政策框架与地方实践探索

国家层面正持续构建市场化机制，支持分布式资源就近开发、多场景应用及有序参与电力市场（包括绿电、绿证、碳交易等）。省级层面，新政加速落地，近20个省（市、区）已就分布式管理征求意见或发布文件，对自用比例要求日渐差异化。从自用比例来看，自发自用“50%分界线”成普遍标准，山西、山东、广西、湖北、海南、辽宁等省（区）一般工商业光伏自用比例要求50%以上；内蒙古、吉林要求80%以上；广东、福建、浙江、安徽、江苏、江西等省份自用比例暂不作要求。至于大型工商业项目，则普遍要求全额自发自用（见表）。

核心机制：市场定价+差价结算+分类管理

从交易模式看，分布式光伏入市的去行政化痕迹明显，禁止强制配储、分摊费用，回归市场调节，大致可分为三类：

一是直接参与市场交易，具备申报预测功率及“四可”（可观、可测、可调、可控）能力的分布式光伏（尤其是10千伏及以上的工商业项目）。

二是聚合商代理参与市场。中小型分布式光伏项目（尤其是户用光伏）、未直接参与交易的工商业项目。聚合商以发电主体身份参与中长期、现货或绿电交易，可代理多家分布式光伏主体参与市场交易，收取服务费，按聚合合同分配绿色环境权益价值。聚合商所聚合资源原则上应位于同一市场出清节点。

三是作为价格接受者参与市场。不满足条件、无意主动参与市场交易的分布式光伏作为价格接受者入市（如部分自然人户用光伏），上网电量接受可溯源的220千伏节点电价。

其中，非自然人户用屋顶光伏可汇流后聚合，按工商业屋顶分布式光伏方式就近参与市场交易。针对分布式户用光伏容量小、分布散，大多选择全额上网的特点，根据屋顶光伏体量和集中程度选择合适的逆变器将多个分布式光伏发电项目的电能通过专用汇流线路，集中汇流至一台或者几台专用的升压变压器，然后通过升压站以10千伏或35千伏接入点集中并入电网，原则上在周边负荷较高区域统筹消纳。

从入市路径看，存量分布式光伏可参照集中式新能源参与批发市场；新增的分布式光伏与同一配电网内的电力用户通过电力交易平台就近进行交易（下称“就近交易”）。初期分布式光伏可按照全网同类电源加权平均价结算，具备追溯到220千伏节点且有意愿自主参与现货市场的可通过虚拟节点方式参与，同时需要考虑配电网阻塞情况，确保出清结果可执行结算；远期推动建立分布式新能源与现货出清节点的链路拓扑图，为分布式新能源自主参与市场创造条件。一是自然人户用光伏，存量机制外电量接受市场价格，增量聚合参与就近交易或接受溯源的220千伏母线节点价格。二是非自然人户用光伏，存量按上年上网电量确定机制电量，如有余电接受溯源的220千伏母线节点实时价格，增量接受溯源的220千伏母线节点价格或“汇流”后视为工商业屋顶光伏参与就近交易。三是工商业屋顶光伏，存量按上年上网电量确定机制电量，如有余电接受溯源的220千伏母线节点实时价格，增量参与就近交易。

就近交易可发现不同配电区域的价格信号，引导新能源投资和招商引资。分布式光伏将根据配电网的供需形势和市场形成的价格信号，投入至最需要、最能发挥价值的地方，供给扩大，用户侧通过市场竞争享受到更多更低价的电能量与绿证，减轻企业用电负担的同时吸引更多的企业投资至该配电区域。市场竞争中经过充分论证与慎重决策后才建设投产的项目，将进一步凸显其选址的优质性，特别是那些建在用户承受能力较强、可再生能源等各类电源发展较均衡地区的项目，有机会兑现更高的绿色环境价值。分布式光伏可比集中式更为灵活地选择建设在负荷中心及附近，以获得极易因阻塞抬高的节点边际电价，这种投资倾向性反过来还能有效缓解负荷中心的供需紧张或阻塞严重问题。就近交易形成的市场价格可更直观地反映电能量的时空价值。

入市规则：分层准入+分类结算+合约管理

市场准入方面，10千伏及以上电压等级接入的分布式光伏可自主选择直接参与或通过分布式光伏聚合商参与交易；220伏或380伏接入的分布式光伏通过分布式光伏聚合商参与交易。电力用户已由售电公司代理参与市场交易的用户，仍由该售电公司继续代理参与市场化交易。对于批发用户和售电公司而言，分布式光伏余电就近交易就是在参与现行市场交易的同时可以考虑先向同一配电网区域内的分布式光伏企业或聚合商购电，剩余电量再参与批发市场交易。

入市规则方面，市场主体根据交易结果签订购售电合同，形成电子合同，明确购电方、售电方、输电方、涉及的电压等级、分时段电量与电价、执行周期、结算方式、偏差处理、违约责任等内容。当绿色证书全面覆盖至分布式光伏时，合同中还可约定绿色权益的归属与相应价格等。分布式交易结算按照“照付不议，偏差结算”的原则，实行日清月结。发电项目的结算电价即为交易电价。电力用户电费构成包括：交易电费、上网线损费、输配电费、系统运行费、政府基金及附加、基本电费等六项组成。电力交易机构向市场主体出具结算依据，由电网企业或增量配电网运营商收取费用。结算时优先保证分布式光伏市场化交易合约全部结算，结算形成的不平衡资金，按该配电区域全体参与交易用户的分布式光伏市场化交易合约电量比例分摊或返还。

聚合交易方面，聚合商以发电主体身份参与中长期、现货、绿电交易和辅助服务等，按合同分配收益和绿色权益。试点期间，聚合商市场化偏差电量可按当月交易均价结算，也可自行约定。初期聚合商与分布式光伏主体按“聚合交易、分别结算”原则分配收益 ，即“ 联营不联运”的模式开展交易和结算：分布式光伏在与聚合商签订委托协议后，作为聚合商的一个“机组”，由聚合商统一组织参与交易；实际发用电完成后，各项目分别进行电量计量和结算。聚合交易中，还涉及到绿电在聚合主体内部的分配，以及随之而来的绿证核发和划转，聚合主体收益是一个关键指标，需要综合考察曲线化、技术成本下降、分摊费用等因素。

安徽是第一个聚合商实现商业模式的电力市场。2024年5月~12月，一家能源聚合商完成结算，电量0.06亿千瓦时，均价0.43765元/千瓦时，总收益250.9万元。2025年一季度，两家能源聚合商完成结算，电量0.11亿千瓦时，均价0.40239元/千瓦时，总收益438万元。结算价格并非聚合商的利润，利润还需要扣除给分布式电源的支付。根据协议，无论实际交易情况如何，聚合商都必须按约定价格向分布式电源结算。广东省鼓励分布式光伏以聚合虚拟电厂的形式，积极参与电能量、需求响应、辅助服务等市场交易以及绿电交易。江苏、江西等省研究通过聚合套餐为聚合商创造盈利机会，同时考虑将交易单元设定为220千伏节点下的聚合电站群，真正实现“聚合”交易的初衷。

分布式光伏未来可期

当分布式光伏大规模涌入电力市场，如何高效消纳、精准溯源并最大化其绿色价值成为关键命题。近期国内外政策动向，特别是绿电直连模式与虚拟电厂的政策相继出台，为分布式光伏的下一步发展指明了清晰路径。

2024年欧盟在新电池法的配套细则《电动车电池碳足迹计算规则草案及附件》中认可了绿电直连模式。《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）明确：绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。绿电直连模式通过“负荷+”的绑定方式，完美契合分布式光伏“就地发电、就近消纳”的本质特性，为高耗能企业、工业园区等用户提供了获取可验证绿电的直接通道，也为分布式光伏项目提供了稳定、高价值的消纳出口。

面对海量、分散的分布式光伏资源，如何有效聚合、参与市场交易并发挥系统调节价值？国家发改委、能源局《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》给出了明确答案——虚拟电厂将成为分布式光伏参与电力市场的核心载体与组织形态。文件明确指出，到2027年全国虚拟电厂调节能力突破2000万千瓦，2030年达到5000万千瓦，并首次将分布式光伏与储能、可调节负荷等资源并列纳入虚拟电厂聚合范畴。

分布式光伏的下一步发展，将在绿电直连与虚拟电厂的双重驱动下，构建更为高效、灵活、可持续的新生态。

一是回归分布式光伏的根本属性，强化就地消纳。根据《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）“积极推进分布式发电市场化交易，支持分布式发电(含电储能、电动车船等)与同一配电网内的电力用户通过电力交易平台就近进行交易”的要求，推动新建分布式光伏与同一配电网内的电力用户通过电力交易平台就近进行交易。

二是进一步完善分布式光伏的价格机制，维护社会公平。具有分布式光伏的工商业用户需与其他工商业用户同等履行社会责任，自发自用电量部分除公平承担政府性基金、交叉补贴、缴纳系统运行费外，需根据公用电网的备用容量缴纳系统备用费。

三是加强配电网的建设，提高消纳能力。继续做好网络设备新建和改造工程，同时提升现货市场支持系统技术水平，实现向更低电压等级节点出清的功能升级。