分布式光伏最新政策解读
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2024-10-16
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Q：分布式光伏管理办法的最新变化有哪些？
A：分布式光伏管理办法的最新变化主要有四个：1) 分布式光伏的分类更加细
化，管理更加具体；2) 工商业分布式全额上网的并网方式被取消，以降低民企
长期支付项目电费的风险；3) 随着分布式光伏项目规模的增加，现在要求分布
式光伏项目参与电网调度和调峰工作；4) 确定了分布式光伏入市的确定性，但
具体入市方式还需等待发改委的进一步政策出台。
Q：分布式光伏项目并网面临哪些主要问题？
A：分布式光伏项目并网面临的主要问题包括：1) 项目所在地从绿区变为红区，
导致电网公司不再接受并网申请，特别是在河南、江西和广西等地区较为严重；
2) 项目并网手续复杂，部分省份并网时间从二十天到九十天不等，甚至有项目
半年以上未完成并网；3) 许多地方开始对自然人和非自然人分布式光伏项目进
行分类管理，要求变更备案，增加了并网难度。
Q：分布式光伏项目的并网问题主要有哪些原因？
A：分布式光伏项目的并网问题主要有两个原因：一是部分地区和地方政府将分
布式光伏项目的权限通过招标卖给了某一家企业，其他企业无法并网；二是能
源局根据分布式光伏在某些区域的渗透率，将这些区域划分为红黄绿三个区域，
红区项目无法并网。目前，全国有超过四百个县被划为红区，导致大量项目无
法并网。
Q：最新的政策对分布式光伏项目的并网问题提出了哪些解决方案？
A：最新的政策提出了几个解决方案：一是要求各省能源主管部门按季度发布预
警机制，公布本省的剩余容量；二是要求电网公司对已备案但无法并网的项目
进行改造，帮助这些项目并网；三是国网 APP 发布了每个省份每个边境台区的
剩余电网容量，帮助企业进行规划和指导。
Q：户用用项目的政策调整有哪些变化？
A：户用项目的政策调整主要包括：一是将非自然人互用（法人租用农户屋顶）
的项目继续按照互用来管理，上网政策仍然按照互用政策执行；二是政策对互
用项目非常友好，互用项目仍然可以正常上网，不会因政策调整而受到影响；
三是已备案的互用项目在政策出台前不需要变更备案，只需按照非自然人备案
即可。þ þ
Q：新的政策对分布式项目的上网和规模有何具体限制？
A：新的政策规定，一般的工商业分布式项目不允许全额上网，只能以自发自用
为主，少量上网。对于大型项目，必须全部自用，不允许上网。此外，对于项
目的规模限制，总容量不得超过六兆瓦，包括分期建设和不同投资业主的项目
也必须合并计算，不能超过六兆瓦。这一政策旨在防止大项目通过拆分来规避
限制。
Q：政策变化对新增装机市场的影响是什么？
A：根据统计数据，2021 年至 2023 年的工商业分布式项目中，六兆瓦以上的项
目占到了四分之一。全额上网方式在 2020 年之前的项目中占 56%，2021 年之后
由于取消补贴和组件价格较高，全额上网的比例降至约30%。因此，新的政策
限制全额上网和六兆瓦的规模上限，可能会对新增装机市场带来7%到10%的影
响。
Q：集中汇流对分布式项目的成本影响是多少？
A：新的政策要求分布式项目采用集中汇流的方式，一般通过十千伏线路进行。
这会增加线路投资、新的变压器、十千伏输电线路以及可调可控的二次设备等
成本，总计大约150 万元。对于六兆瓦的项目，实际汇流容量可能在三四兆瓦
左右，因此每瓦成本增加大约三四毛钱。
Q：地面分布式光伏项目未来将如何管理？
A：地面分布式光伏项目未来将直接纳入地面电站的管理，各省将把这些项目纳
入年度规模管理指标。例如，陕西、安徽和湖北等省份已经将地面分布式光伏
项目纳入全省年度指标管理。未来，地面分布式光伏项目需要通过竞争配置获
得相应资源。
Q：全面执行四可调度的要求是什么？为什么需要执行？
A：全面执行四可调度的要求是确保新的光伏项目必须安装四可设备，存量项目
也需要进行改造。执行四可调度的原因是避免大规模拉闸限电问题。例如，
2023 年11 月，河南省在用电低谷时因光伏大发导致末梢电压抬高，甚至烧毁
变压器，影响电网安全。安装四可设备后，电网可以实现精准调度，避免对整
个区域统一拉闸。
Q：分布式光伏项目将如何参与市场化交易？
A：分布式光伏项目将按照国家规定的政策参与市场化交易。征求意见稿中提到，
分布式光伏项目需要参与市场化交易，但具体细则由各省根据自身情况制定。
目前，国家发改委价格司曾提出“一省一策”等基本原则，但具体保障性电量比
例和入市比例等细节尚未明确，存在较大变数。þ þ
Q：分布式光伏项目的参与方式有哪些？
A：分布式光伏项目的参与方式包括独立参与市场交易、通过微电网和原网核储、
虚拟聚合等方式参与。例如，江苏省要求分布式光伏项目通过聚合的方式参与
预定交易，而山东省则规定自用部分电量与用电户结算，上网部分电量按照集
中式光伏现货加权平均价格进行计算。
Q：中长期交易和现货交易的电量比例是多少，以及现货交易价格如何？
A：目前国家的中长期交易电量要求在 70%以上，一般在70%-80%之间。中长期
交易价格以煤电基准价为锚，上下波动 20%。现货交易价格因省份和月份而异，
例如山东省在光伏大发时段（9点到15 点）现货价格可能会出现负电价，而广
东省由于光伏渗透率较低，现货价格波动较小。
Q：2023 年各省份的风光平均交易价格与煤电基准价的差异如何？
A：2023 年各省份的风光平均交易价格与煤电基准价存在较大差异。例如，湖
北省的成交价比煤电基准价低了 1.5 元以上，而江浙地区由于电力负荷较高，
成交价比煤电基准价高。整体来看，分布式光伏项目的成本有所增加，主要由
于非技术成本如路桥费等的增加，尽管组件价格有所下降，但整体成本并未显
著降低。
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Q：分布式光伏管理办法的最新变化有哪些？A：分布式光伏管理办法的最新变化主要有四个：1)分布式光伏的分类更加细化，管理更加具体；2)工商业分布式全额上网的并网方式被取消，以降低民企长期支付项目电费的风险；3)随着分布式光伏项目规模的增加，现在要求分布式光伏项目参与电网调度和调峰工作；4)确定了分布式光伏入市的确定性，但具体入市方式还需等待发改委的进一步政策出台。Q：分布式光伏项目并网面临哪些主要问题？A：分布式光伏项目并网面临的主要问题包括：1)项目所在地从绿区变为红区，导致电网公司不再接受并网申请，特别是在河南、江西和广西等地区较为严重；2)项目并网手续复杂，部分省份并网时间从二十天到九十天...
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