國家發展改革委、國家能源局今年聯合印發《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號，下稱“136號文”），標志著分布式光伏正式告別“保量保價”的舒適區，全面邁入電力市場化交易時代。河北省2024年發布了我國第一份地區分布式光伏入市細則，明確分布式光伏項目可以通過直接參與、聚合商聚合及價格接受者三種方式來參與電力中長期、現貨交易以及綠電交易，工商業分布式光伏項目從2024年起按上網電量的20%開展入市試點。山東支持分布式光伏項目委托競價代理商代理參與競價，以整合市場資源，提高議價能力，目的是構建“分散資源—集中交易—專業服務”的新型分布式光伏生態。山西省明確，自2025年1月起，分布式新能源可自愿選擇以獨立或聚合方式參與綠電、綠證交易。

（來源：電聯新媒 作者：江西電力交易中心 陳剛）

今年以來，重磅政策頻發，綠電直連模式保障了其綠色價值的物理可信與高效就地利用，虛擬電廠則賦予其規模化參與市場、服務系統平衡的強大動能。新能源全面入市、虛擬電廠建設、綠電直連與零碳園區建設等形成政策合力，正在重構分布式光伏的商業模式。

傳統模式難以為繼

分布式光伏的核心定位在于“就地消納”。在國際上，國際能源署在定義分布式發電（Distributed Generation，DG）時，強調其為服務于當地用戶或當地配電網的發電站。世界分布式能源聯盟明確分布式能源（Decentralized Energy，DE）是指在用戶當地或附近產生電能和熱能。

我國于2012年首次提出分布式光伏的概念，國家能源局《關于印發太陽能發電發展“十二五”規劃的通知》（國能新能〔2012〕194號）明確“立足就地消納，優先分散利用”。根據國家能源局《分布式電源接入電網承載力評估導則》（DL/T2041-2019）評估區域因分布式電源導致向220千伏及以上電網反送電，該區域評估等級應為紅色，建議在電網承載力未得到有效改善前，暫停新增分布式電源項目接入 。今年1月發布的《分布式光伏發電開發建設管理辦法》（國能發新能規〔2025〕7號，下稱《管理辦法》）明確，在用戶所在場地或附近建設運行，以用戶側自發自用為主、多余電量上網且在配電網系統平衡調節為特征的光伏發電設施為分布式光伏。

近年來國內光伏組件價格大幅下降，經濟效益顯著，分布式光伏裝機大增。數據顯示，2024年國內分布式光伏新增裝機首超百吉瓦，累計裝機達到374.78吉瓦，占據光伏市場的“半壁江山”。《管理辦法》和136號文規定，4月30日前并網的工商業項目可選全額上網，維持燃煤基準電價和較高比例的機制電量，5月31日前并網項目作為存量仍可享受較高比例的機制電量，獲得場外補償維持利益，而6月1日后新項目需通過市場化競價確定電價。隨后，分布式光伏在今年5月31日前出現“搶裝潮”。國家能源局發布的最新統計數據顯示，今年1~5月，國內新增光伏裝機197.85吉瓦，同比增長150%。其中，5月全國新增光伏裝機92.92吉瓦，同比增長388%。作為對比，2024年全年，國內新增光伏裝機量為277.57吉瓦，同比增長28.3%。

然而，分布式光伏超規劃開發、超預期增長對電力系統保安全、促消納產生深遠影響。此前，全國分布式光伏消納方式以全額上網為主，約占分布式光伏全部發電量的60%，隨著分布式光伏快速增長，“鴨子曲線”逐漸加劇，揭示了制約行業可持續發展的結構性矛盾——時空錯配矛盾，光伏出力峰谷與負荷需求非同步性，雙重矛盾交互作用使得單純依靠電網擴容的傳統模式難以為繼。推動分布式光伏參與市場交易，成為化解消納壓力、促進新能源友好有序發展的關鍵舉措。

政策框架與地方實踐探索

國家層面正持續構建市場化機制，支持分布式資源就近開發、多場景應用及有序參與電力市場（包括綠電、綠證、碳交易等）。省級層面，新政加速落地，近20個省（市、區）已就分布式管理征求意見或發布文件，對自用比例要求日漸差異化。從自用比例來看，自發自用“50%分界線”成普遍標準，山西、山東、廣西、湖北、海南、遼寧等省（區）一般工商業光伏自用比例要求50%以上；內蒙古、吉林要求80%以上；廣東、福建、浙江、安徽、江蘇、江西等省份自用比例暫不作要求。至于大型工商業項目，則普遍要求全額自發自用（見表）。

核心機制：市場定價+差價結算+分類管理

從交易模式看，分布式光伏入市的去行政化痕跡明顯，禁止強制配儲、分攤費用，回歸市場調節，大致可分為三類：

一是直接參與市場交易，具備申報預測功率及“四可”（可觀、可測、可調、可控）能力的分布式光伏（尤其是10千伏及以上的工商業項目）。

二是聚合商代理參與市場。中小型分布式光伏項目（尤其是戶用光伏）、未直接參與交易的工商業項目。聚合商以發電主體身份參與中長期、現貨或綠電交易，可代理多家分布式光伏主體參與市場交易，收取服務費，按聚合合同分配綠色環境權益價值。聚合商所聚合資源原則上應位于同一市場出清節點。

三是作為價格接受者參與市場。不滿足條件、無意主動參與市場交易的分布式光伏作為價格接受者入市（如部分自然人戶用光伏），上網電量接受可溯源的220千伏節點電價。

其中，非自然人戶用屋頂光伏可匯流后聚合，按工商業屋頂分布式光伏方式就近參與市場交易。針對分布式戶用光伏容量小、分布散，大多選擇全額上網的特點，根據屋頂光伏體量和集中程度選擇合適的逆變器將多個分布式光伏發電項目的電能通過專用匯流線路，集中匯流至一臺或者幾臺專用的升壓變壓器，然后通過升壓站以10千伏或35千伏接入點集中并入電網，原則上在周邊負荷較高區域統籌消納。

從入市路徑看，存量分布式光伏可參照集中式新能源參與批發市場；新增的分布式光伏與同一配電網內的電力用戶通過電力交易平臺就近進行交易（下稱“就近交易”）。初期分布式光伏可按照全網同類電源加權平均價結算，具備追溯到220千伏節點且有意愿自主參與現貨市場的可通過虛擬節點方式參與，同時需要考慮配電網阻塞情況，確保出清結果可執行結算；遠期推動建立分布式新能源與現貨出清節點的鏈路拓撲圖，為分布式新能源自主參與市場創造條件。一是自然人戶用光伏，存量機制外電量接受市場價格，增量聚合參與就近交易或接受溯源的220千伏母線節點價格。二是非自然人戶用光伏，存量按上年上網電量確定機制電量，如有余電接受溯源的220千伏母線節點實時價格，增量接受溯源的220千伏母線節點價格或“匯流”后視為工商業屋頂光伏參與就近交易。三是工商業屋頂光伏，存量按上年上網電量確定機制電量，如有余電接受溯源的220千伏母線節點實時價格，增量參與就近交易。

就近交易可發現不同配電區域的價格信號，引導新能源投資和招商引資。分布式光伏將根據配電網的供需形勢和市場形成的價格信號，投入至最需要、最能發揮價值的地方，供給擴大，用戶側通過市場競爭享受到更多更低價的電能量與綠證，減輕企業用電負擔的同時吸引更多的企業投資至該配電區域。市場競爭中經過充分論證與慎重決策后才建設投產的項目，將進一步凸顯其選址的優質性，特別是那些建在用戶承受能力較強、可再生能源等各類電源發展較均衡地區的項目，有機會兌現更高的綠色環境價值。分布式光伏可比集中式更為靈活地選擇建設在負荷中心及附近，以獲得極易因阻塞抬高的節點邊際電價，這種投資傾向性反過來還能有效緩解負荷中心的供需緊張或阻塞嚴重問題。就近交易形成的市場價格可更直觀地反映電能量的時空價值。

入市規則：分層準入+分類結算+合約管理

市場準入方面，10千伏及以上電壓等級接入的分布式光伏可自主選擇直接參與或通過分布式光伏聚合商參與交易；220伏或380伏接入的分布式光伏通過分布式光伏聚合商參與交易。電力用戶已由售電公司代理參與市場交易的用戶，仍由該售電公司繼續代理參與市場化交易。對于批發用戶和售電公司而言，分布式光伏余電就近交易就是在參與現行市場交易的同時可以考慮先向同一配電網區域內的分布式光伏企業或聚合商購電，剩余電量再參與批發市場交易。

入市規則方面，市場主體根據交易結果簽訂購售電合同，形成電子合同，明確購電方、售電方、輸電方、涉及的電壓等級、分時段電量與電價、執行周期、結算方式、偏差處理、違約責任等內容。當綠色證書全面覆蓋至分布式光伏時，合同中還可約定綠色權益的歸屬與相應價格等。分布式交易結算按照“照付不議，偏差結算”的原則，實行日清月結。發電項目的結算電價即為交易電價。電力用戶電費構成包括：交易電費、上網線損費、輸配電費、系統運行費、政府基金及附加、基本電費等六項組成。電力交易機構向市場主體出具結算依據，由電網企業或增量配電網運營商收取費用。結算時優先保證分布式光伏市場化交易合約全部結算，結算形成的不平衡資金，按該配電區域全體參與交易用戶的分布式光伏市場化交易合約電量比例分攤或返還。

聚合交易方面，聚合商以發電主體身份參與中長期、現貨、綠電交易和輔助服務等，按合同分配收益和綠色權益。試點期間，聚合商市場化偏差電量可按當月交易均價結算，也可自行約定。初期聚合商與分布式光伏主體按“聚合交易、分別結算”原則分配收益 ，即“ 聯營不聯運”的模式開展交易和結算：分布式光伏在與聚合商簽訂委托協議后，作為聚合商的一個“機組”，由聚合商統一組織參與交易；實際發用電完成后，各項目分別進行電量計量和結算。聚合交易中，還涉及到綠電在聚合主體內部的分配，以及隨之而來的綠證核發和劃轉，聚合主體收益是一個關鍵指標，需要綜合考察曲線化、技術成本下降、分攤費用等因素。

安徽是第一個聚合商實現商業模式的電力市場。2024年5月~12月，一家能源聚合商完成結算，電量0.06億千瓦時，均價0.43765元/千瓦時，總收益250.9萬元。2025年一季度，兩家能源聚合商完成結算，電量0.11億千瓦時，均價0.40239元/千瓦時，總收益438萬元。結算價格并非聚合商的利潤，利潤還需要扣除給分布式電源的支付。根據協議，無論實際交易情況如何，聚合商都必須按約定價格向分布式電源結算。廣東省鼓勵分布式光伏以聚合虛擬電廠的形式，積極參與電能量、需求響應、輔助服務等市場交易以及綠電交易。江蘇、江西等省研究通過聚合套餐為聚合商創造盈利機會，同時考慮將交易單元設定為220千伏節點下的聚合電站群，真正實現“聚合”交易的初衷。

分布式光伏未來可期

當分布式光伏大規模涌入電力市場，如何高效消納、精準溯源并最大化其綠色價值成為關鍵命題。近期國內外政策動向，特別是綠電直連模式與虛擬電廠的政策相繼出臺，為分布式光伏的下一步發展指明了清晰路徑。

2024年歐盟在新電池法的配套細則《電動車電池碳足跡計算規則草案及附件》中認可了綠電直連模式。《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2025〕650號）明確：綠電直連是指風電、太陽能發電、生物質發電等新能源不直接接入公共電網，通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，可實現供給電量清晰物理溯源的模式。綠電直連模式通過“負荷+”的綁定方式，完美契合分布式光伏“就地發電、就近消納”的本質特性，為高耗能企業、工業園區等用戶提供了獲取可驗證綠電的直接通道，也為分布式光伏項目提供了穩定、高價值的消納出口。

面對海量、分散的分布式光伏資源，如何有效聚合、參與市場交易并發揮系統調節價值？國家發改委、能源局《關于加快推進虛擬電廠發展的指導意見》給出了明確答案——虛擬電廠將成為分布式光伏參與電力市場的核心載體與組織形態。文件明確指出，到2027年全國虛擬電廠調節能力突破2000萬千瓦，2030年達到5000萬千瓦，并首次將分布式光伏與儲能、可調節負荷等資源并列納入虛擬電廠聚合范疇。

分布式光伏的下一步發展，將在綠電直連與虛擬電廠的雙重驅動下，構建更為高效、靈活、可持續的新生態。

一是回歸分布式光伏的根本屬性，強化就地消納。根據《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》（發改能源〔2022〕206號）“積極推進分布式發電市場化交易，支持分布式發電(含電儲能、電動車船等)與同一配電網內的電力用戶通過電力交易平臺就近進行交易”的要求，推動新建分布式光伏與同一配電網內的電力用戶通過電力交易平臺就近進行交易。

二是進一步完善分布式光伏的價格機制，維護社會公平。具有分布式光伏的工商業用戶需與其他工商業用戶同等履行社會責任，自發自用電量部分除公平承擔政府性基金、交叉補貼、繳納系統運行費外，需根據公用電網的備用容量繳納系統備用費。

三是加強配電網的建設，提高消納能力。繼續做好網絡設備新建和改造工程，同時提升現貨市場支持系統技術水平，實現向更低電壓等級節點出清的功能升級。