2025-01-25 09:17来源：北极星太阳能光伏网（独家） 年前必有重磅政策！今年也不例外，这次是行业期待已久的《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称《管理办法》）。 时隔十一年，无论是规模体量、发展环境亦或突出矛盾，分布式光伏发展形势均发生了巨大变化，可以说，新的《管理办法》非常必要且迫切。而从国家能源局的解读中，也可以看出此次新政的核心原则——既要促进发展、又要规范市场，旨在推动分布式光伏发电实现“量”的增长和“质”的提升。 对比去年十月的征求意见稿，正式下发的《管理办法》部分章节稍有变化，但整体来看四大原则未变，至此也将引导分布式光伏开发进入新的周期。 一、分类管理 在用户侧开发、配电网接入以及配电网系统就近平衡的核心特征下，长期以来分布式光伏普遍划分为不超过50kW的户用光伏、不超过6MW的工商业分布式以及大于6MW但不超过20MW的小型分布式光伏电站。 然而众所周知，行业爆发之下，商业模式也百花齐放，如户用租赁模式狂飙、大型项目分拆等，合力助推分布式光伏产业规模飙升的同时，也促使接入矛盾提前凸显。 事实上，早在2023年，多地已出台新规，对分布式光伏进行更为严格的细分管理。 此次，《管理办法》也延续征求意见稿一锤定音，将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，各类型差异化管理。 可以看到，自然人户用光伏规模并未限制，但要求接入电压等级不超过380伏；非自然人户用分布式光伏接入电压等级不超过10千伏（20千伏）；工商业分布式光伏规模放宽至50MW。 此前争议集中的一般工商业分布式光伏，《管理办法》仍坚持总装机容量不超过6MW，并且同一土地产权红线内，通过分期建设、不同投资主体分别开发等形式建设的项目，不得新增与公共电网的连接点。这也意味着此前“化整为零”将受到严控。对此，有业内人士指出，若屋顶面积较大将需要走大型项目流程，使用更高的电压等级，如若有多个接入点，可以分别接入不同的电网，以满足政策要求。 此外，值得重视的是，对于农光互补、渔光互补以及小型地面电站，虽《管理办法》中并未详细列出，但在政策解读中明确，这类项目归于集中式光伏电站管理，即需参加指标竞配。但与集中式光伏电站同场较量，小型项目无论是企业资质亦或规模等显然不占优势。国家能源局也建议，各省级能源主管部门在制定年度开发建设方案和组织开展竞争配置时可结合实际情况优先安排，简化项目备案等相关管理程序，电网企业配合做好接网工作。 二、非自然人户用光伏项目不得以自然人名义备案 同样，延续征求意见稿内容，《管理办法》明确分布式光伏发电项目应当按照“谁投资、谁备案”的原则确定备案主体。 其中，自然人户用分布式光伏发电项目由自然人选择备案方式，可由电网企业集中代理备案，也可由自然人自行备案。除此之外，非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目由投资主体备案。 特别是非自然人户用，即企业利用居民住宅、庭院投资建设的项目，不得以自然人名义备案。实际上，这一规定早已在多地开始施行，并且要求已经备案的项目变更备案，增加了项目并网难度。 然而，《管理办法》敲定，非自然人户用项目，本办法印发前已由自然人备案的，可不作备案主体变更，仍按原备案项目类型管理，但投资主体应当主动向备案机关和电网企业告知相关信息，明确承担项目运行维护的主体及相应法律责任。 但在规范企业开发行为的同时，《管理办法》也致力于维护分布式光伏市场的公平性以及保障投资企业以及农户的合法权益。《管理办法》再次强调，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。并且在征求意见稿的基础上，新增了“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。” 此外，在分类管理中也可以看到，《管理办法》将非自然人户用分布式光伏的接入电压等级由征求意见稿的不超过10千伏扩大至不超过10千伏（20千伏），并且鼓励以集中汇流方式接入电网。 据测算，集中汇流将增加线路投资、变压器、输电线路以及可调可控的二次设备等成本，每瓦成本或增加0.3~0.4元。 三、工商业分布式光伏告别“全额上网” 分类管理的显著变化还在于上网模式。对于户用分布式光伏，包括非自然人项目，《管理办法》仍旧保持了友好，可选择全额上网、全部自发自用，或者自发自用、余电上网三种模式。 但此前征求意见稿中争议最大的工商业分布式光伏项目上网模式，《管理办法》并未大改，今后工商业分布式光伏项目将再无全额上网特权。 其中，一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用，或者自发自用、余电上网模式。采用自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例，由各省级能源主管部门结合实际确定。 大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用模式。但相比征求意见稿，《管理办法》做了相应松动，在电力现货市场连续运行地区，大型工商业分布式光伏可采用自发自用、余电上网模式，但须参与现货市场。 目前，现货市场正式运行的省份有山西、广东、山东、甘肃，但大部分省份已进入连续结算试运行、长周期结算试运行、结算试运行等。随着更多省份现货市场正式运行，将一解大型工商业分布式光伏项目必须“全部自用”的燃眉之急，但参与现货市场，毫无疑问，带来的将是收益的不确定性。 可以预期的是，在上网模式变革之下，工商业分布式光伏的开发重点也将从此前简单的屋顶变为叠加负荷的多重考量，自用消纳比例高且稳定的资源将成为投资企业争夺重点。 还需要注意的是，《管理办法》明确，各类分布式光伏项目，投资主体可根据电力用户负荷、自身经营状况等情况，按照规定变更一次上网模式，同时进行备案变更并告知备案机关，电网企业协助做好接网调整，项目投资主体与电网企业及其调度机构应当重新签订并网调度协议和购售电合同。大型工商业分布式光伏的电力用户负荷发生较大变化时，可将项目调整为集中式光伏电站，具体调整办法由省级能源主管部门会同电网企业确定。 四、“四可”改造 根据国家能源局最新数据，截至2024年底，分布式光伏发电累计装机达到3.7亿千瓦，是2013年底的121倍，占全部光伏发电装机的42%，占全国发电总装机的11%。“半壁江山”之下，共同承担电网责任也成为分布式光伏必要之责。 与征求意见稿保持一致，新老项目，《管理办法》均要求项目具备“可观、可测、可调、可控”功能。其中，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。 对于存量具备条件的分布式光伏发电项目，包括此前征求意见稿中未提到的自然人户用项目，电网企业、分布式光伏发电项目投资主体应当根据产权分界点，加大投资建设改造力度，提升信息化、数字化、智能化水平，以实现“可观、可测、可调、可控”，保障分布式光伏发电高效可靠利用和电力系统安全稳定运行。 业内人士解读，安装“四可”设备后，电网可以实现精准调度，以避免对整个区域统一拉闸。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，电网企业及其调度机构进行调度应当做到公开、公平、公正，保障电网安全稳定运行。 除了以上四大重点外，市场备受关注的分布式光伏入市问题，可以发现，正式下发的《管理办法》将征求意见稿中有关市场化交易的内容已去掉，仅留下“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。”分布式光伏入市或许迎来暂时的缓冲时间，国家层面的细分政策仍须继续等待，但因地施政或难以改变，目前河北、山东均已划定分布式光伏入市时间表。 另一个重磅细节即“新老项目划段”，在昨日国家能源局的解读中也着重进行了强调，北极星也对此进行了首发报道，即对《管理办法》发布之日前已备案且于2025年5月1日前并网投产的分布式光伏发电项目，仍按原有政策执行。两个月的衔接过渡期，或将带来一波“抢装潮”。 综合来看，《管理办法》对分布式光伏进行了一定的约束，特别是工商业分布式光伏或将受到一定影响，但随着碳排放双控以及绿电需求的增加，分布式光伏装机或仍将保持增长，破局接入空间矛盾成为政府机构、电网以及投资企业亟待解决的重要课题。