2025年初，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價(jià)市場化改革促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2025〕136號(hào)，簡稱“136號(hào)文”），標(biāo)志著新能源電價(jià)全面進(jìn)入市場化階段。
與此同時(shí)，《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)管理辦法》正式落地，對分布式光伏的分類管理、并網(wǎng)模式、市場化參與等提出新要求。
面對政策與市場的雙重變革，行業(yè)亟需理清政策邏輯、破解執(zhí)行難點(diǎn)。
本文從政策核心、執(zhí)行挑戰(zhàn)、應(yīng)對策略三個(gè)維度，結(jié)合十三項(xiàng)具體建議，深度解析分布式光伏的發(fā)展方向與落地路徑。
一、政策核心：市場化改革與分布式光伏新規(guī)的雙重邏輯
1、136號(hào)文的三大核心機(jī)制
全面市場化定價(jià)：新能源電量全部進(jìn)入電力市場，電價(jià)由中長期交易、現(xiàn)貨市場等形成，終結(jié)固定電價(jià)模式，推動(dòng)發(fā)電側(cè)與用戶側(cè)直接聯(lián)動(dòng)。
差價(jià)結(jié)算兜底機(jī)制：對納入機(jī)制的電量實(shí)行“多退少補(bǔ)”，當(dāng)市場價(jià)低于機(jī)制電價(jià)時(shí)，由用戶側(cè)分?jǐn)偛铑~；當(dāng)市場價(jià)高于機(jī)制電價(jià)時(shí)，用戶可分享超額收益。
新老項(xiàng)目分類管理：以2025年6月1日為節(jié)點(diǎn)，存量項(xiàng)目執(zhí)行過渡期機(jī)制電價(jià)，增量項(xiàng)目通過競爭性配置確定電價(jià)，兼顧存量收益穩(wěn)定與增量市場活力。
2、分布式光伏新規(guī)的四大突破
分類分級(jí)管理：將分布式光伏細(xì)分為自然人戶用、非自然人戶用、一般工商業(yè)、大型工商業(yè)四類，明確接入電壓等級(jí)（如10千伏及以下）、裝機(jī)容量限制（如單個(gè)項(xiàng)目不超50兆瓦）等標(biāo)準(zhǔn)。
并網(wǎng)與調(diào)度升級(jí)：新建項(xiàng)目需滿足“可觀、可測、可調(diào)、可控”技術(shù)要求，存量項(xiàng)目需在2027年底前完成改造，強(qiáng)化電網(wǎng)對分布式電源的調(diào)度能力。
市場化交易破冰：在電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運(yùn)行地區(qū)，允許大型工商業(yè)項(xiàng)目采用“自發(fā)自用余電上網(wǎng)”模式，探索綠電直供交易，激活分布式光伏市場價(jià)值。
消納責(zé)任強(qiáng)化：建立分布式光伏開發(fā)與電網(wǎng)承載力匹配機(jī)制，對超載區(qū)域暫停新增項(xiàng)目備案，倒逼源網(wǎng)荷儲(chǔ)協(xié)同規(guī)劃。
二、執(zhí)行難點(diǎn)：分布式光伏面臨的三大核心挑戰(zhàn)
1、存量與增量項(xiàng)目的利益平衡難題
存量項(xiàng)目收益風(fēng)險(xiǎn)：過渡期機(jī)制電價(jià)雖高于當(dāng)前市場均價(jià)，但隨著市場化比例逐年提升（如每年增加20%），長期收益穩(wěn)定性存疑。
增量項(xiàng)目競價(jià)壓力：增量項(xiàng)目需通過市場化競爭配置，申報(bào)規(guī)模需達(dá)消納空間的125%以上，邊際出清機(jī)制或?qū)е码妰r(jià)逼近成本線，壓縮利潤空間。
2、市場化交易的多維復(fù)雜性
電價(jià)波動(dòng)加劇：現(xiàn)貨市場中，光伏出力高峰時(shí)段（如午間12-14時(shí)）電價(jià)可能低至0.1元/千瓦時(shí)，影響項(xiàng)目收益率測算。
綠證收益不確定性：綠證交易雖擴(kuò)大至分布式光伏，但當(dāng)前綠證均價(jià)僅30-50元/個(gè)，短期內(nèi)難以彌補(bǔ)電價(jià)下降損失。
交易規(guī)則地域差異：各省現(xiàn)貨市場規(guī)則、輔助服務(wù)品種、差價(jià)結(jié)算公式不統(tǒng)一，跨區(qū)域項(xiàng)目面臨規(guī)則適配難題。
3、技術(shù)與管理能力短板
“四可”改造成本高企：存量項(xiàng)目需加裝智能電表、通信模塊等設(shè)備，單瓦改造成本約0.05-0.1元，對小型項(xiàng)目形成資金壓力。
運(yùn)營能力不足：從“建設(shè)運(yùn)維”轉(zhuǎn)向“市場交易”，需具備負(fù)荷預(yù)測、電價(jià)分析、風(fēng)險(xiǎn)對沖等能力，多數(shù)企業(yè)缺乏專業(yè)團(tuán)隊(duì)支撐。
三、應(yīng)對策略：三大方向十三項(xiàng)執(zhí)行建議
方向一：政策銜接與平穩(wěn)過渡
①細(xì)化地方配套政策：結(jié)合區(qū)域消納能力、電網(wǎng)負(fù)荷特性制定差異化方案，避免“一刀切”引發(fā)市場震蕩。
②建立收益保障機(jī)制：對存量項(xiàng)目設(shè)置電價(jià)波動(dòng)預(yù)警閾值，探索“差價(jià)補(bǔ)貼+金融對沖”組合工具，平滑過渡期收益波動(dòng)。
③規(guī)范備案管理：強(qiáng)化自然人戶用項(xiàng)目真實(shí)性核查，明確投資方與農(nóng)戶權(quán)責(zé)劃分，防范“掛靠備案”法律風(fēng)險(xiǎn)。
④優(yōu)化接網(wǎng)流程：建立分布式光伏接入承載力動(dòng)態(tài)評估平臺(tái)，優(yōu)先在負(fù)荷中心、增量配電網(wǎng)區(qū)域布局項(xiàng)目。
方向二：市場化機(jī)制創(chuàng)新
⑤完善差價(jià)結(jié)算規(guī)則：明確機(jī)制電價(jià)核算公式（如燃煤基準(zhǔn)價(jià)±浮動(dòng)比例），建立用戶分?jǐn)傎M(fèi)用公示制度，提升透明度。
⑥推動(dòng)綠電價(jià)值疊加：探索“電能量+綠證+碳減排”捆綁交易，通過綠色溢價(jià)提升綜合收益。
⑦挖掘輔助服務(wù)收益：通過配置儲(chǔ)能、參與需求響應(yīng)等方式，獲取調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)收益。
⑧打破區(qū)域交易壁壘：推動(dòng)分布式光伏參與跨省跨區(qū)中長期交易，通過區(qū)域市場優(yōu)化資源配置。
方向三：技術(shù)升級(jí)與運(yùn)營提效
⑨光儲(chǔ)一體化發(fā)展：鼓勵(lì)配置儲(chǔ)能系統(tǒng)，通過“谷充峰放”參與峰谷價(jià)差套利，平抑出力波動(dòng)。
⑩數(shù)字化管理升級(jí)：搭建智能運(yùn)維平臺(tái)，集成發(fā)電預(yù)測、交易策略優(yōu)化、風(fēng)險(xiǎn)預(yù)警等功能，提升運(yùn)營效率。
?負(fù)荷精準(zhǔn)匹配：與高耗能企業(yè)簽訂長期綠電直供協(xié)議，提升自發(fā)自用比例至70%以上，鎖定穩(wěn)定收益。
?構(gòu)網(wǎng)型技術(shù)應(yīng)用：部署具備電網(wǎng)主動(dòng)支撐能力的逆變器，增強(qiáng)低電壓穿越、慣量響應(yīng)能力，提升并網(wǎng)競爭力。