数字储能网讯：近年来，我国分布式新能源（以分布式光伏为核心）加速发展，深刻影响着配用电系统的运行规律、系统形态与价值关系，推动配用电系统生态重构。随着大量分布式光伏项目接入中低压配电系统及户用光伏的普及，配电系统源荷互动愈发频繁，正加速从传统“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转型，从单一供配电服务主体向源网荷储资源高效配置平台升级。当前，电力系统对分布式新能源的适配能力亟待提升，系统灵活性资源（含储能、可调节负荷等）开发利用不足，电力基础设施建设升级滞后，系统运行规则、调控体系、市场机制及标准规范亦需补充完善。这是一项系统性、体系性工程，相关要求已充分体现在2024年以来我国出台的多项新能源政策中。
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分布式光伏政策重点演进
2024年以来，国家相关部门围绕新能源发展核心问题，密集出台政策文件，政策重点呈现多维度发力、协同推进的特征。
（一）加快配电网建设升级
配电网承载能力是分布式新能源发展的重要基础。2023年6月，国家能源局印发《关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》，选取山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6省开展试点。2024年，《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》等文件先后出台，旨在通过智能化升级、调控优化、系统调节能力提升等举措，提高配电网承载力与新能源系统友好性，促进源网协同，满足大规模分布式新能源接网需求。
（二）提升系统调节能力
系统调节能力与调节资源是适配高比例新能源并网的关键。2024年，国家相关部门先后印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》等文件，从电源侧、新型业态等维度发力提升系统调节能力。明确到2027年，全国新型储能装机规模达1.8亿千瓦以上，虚拟电厂调节能力达2000万千瓦以上；到2030年，虚拟电厂调节能力进一步提升至5000万千瓦以上。
（三）推进新能源市场化进程
2024年下半年至2025年，《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》《电力辅助服务市场基本规则》等文件相继印发，意在加快全国统一电力市场建设，为新能源发电市场化交易奠定基础。2025年初，国家发展改革委、国家能源局印发《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》（“136号文”），采用“新老划断”“差价结算机制”等方式，为新能源上网电量入市提供机制保障，对后续新能源发展影响深远。
（四）分类规范分布式光伏项目
2025年初，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》，将分布式光伏划分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业、大型工商业四类，并明确各类项目上网模式：大型工商业项目原则上全部自发自用，一般工商业项目可选择全部自发自用或自发自用余电上网，户用项目上网模式更具灵活性。分类规范深刻影响各类项目的盈利能力与投资逻辑。
（五）大力促进新能源消纳与消费
消纳问题已成为制约新能源发展的关键瓶颈。2024年，《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》等文件出台，提出加强电网建设、推动新能源与工交建农等银行融合、在重点行业推进替代行动等举措。2025年以来，政策聚焦机制模式创新，《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》等文件先后印发，强调价格机制、商业模式创新与场景融合的重要性，在消纳新业态培育、系统适配能力提升、市场体系建设及技术创新等方面提出具体措施。
总体来看，我国分布式新能源政策呈现“外部保障+内部转型”协同推进的特点：通过完善电网基础设施、提升系统调节能力、构建市场化环境筑牢外部发展条件；通过规范项目开发建设、创新技术与商业模式推动行业内部转型，彰显国家对分布式新能源发展思路与治理理念的深化。
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发用协同是分布式光伏高质量发展的核心关键
近年来，分布式新能源装机规模快速增长，对电力系统的影响持续扩大。截至2025年上半年，分布式光伏装机占全国总装机比重超11%，东部部分电力消费大省占比甚至超过20%，导致多地电网承载力不足，系统“净负荷”呈现显著“深谷”特征，“负电价”现象长时段频发，系统调节能力短板凸显。同时，电力系统各利益相关方（电源、储能、电网、用户等）需适应新变化，相关成本费用需向下游传导，但在当前输配电价成本监审规则下，储能等业务的市场化疏导渠道尚未完善。在电价传导机制有待优化、电力市场加速建设的背景下，单纯追求规模增长、依赖大电网“兜底”的分布式新能源初级发展模式已难以为继。
“十五五”时期谋划分布式光伏高质量发展具有重大意义，核心源于其三大特性：一是社会功能显著，投资方以民营资本为主，对带动就业、激发民营经济活力作用突出；二是经济功能明确，项目位于用户红线内，自发自用部分可替代终端高价电能，降低用户用电成本；三是应用场景多元，可与种植、养殖、交通、建筑、工业等领域高效融合，便于各类用户使用绿色电力。基于此，推动分布式光伏高质量发展的关键在于统筹发电与用电，实现发用协同。
“十五五”时期，我国将加速经济社会发展全面绿色转型，能源与产业结构低碳升级进程加快，新增用电量需求将主要依靠新能源发电满足。这就要求将分布式光伏发展与能源、产业结构转型深度结合，推动其从“规模优先”的旧模式向“发用协同”的高质量发展模式转型，加快培育新质生产力，确保绿色电力“发得出、用得好”，实现经济、环境与社会综合效益最大化。
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多措并举促进发用协同发展模式
分布式光伏发电时间特性固定、灵活性不足，需借助储能等外部资源实现电力时空转移；同时，多地将光伏发电高发时段列为分时电价低谷时段，其经济价值受电价政策影响较大。利用储能“低充高放”替代高价电，是经济层面实现“发用协同”的核心逻辑。对于以自发自用为主的工商业分布式光伏，装机规模需匹配负荷与用电需求，若发用特性合理匹配，可减少配储规模、优化源荷储配置，降低成本并保障项目经济性。
实现发用协同需重点推进以下工作：
（一）树立“以用户为中心”的发展理念
用户在分布式光伏场景下承担着多重身份，既是重要的用电方，也是新型发电方和投资方。分布式光伏的经济价值主要由自发自用替代价值、上网交易价值及绿色价值构成，在现有市场机制与监管政策下，替代价值是多数项目的核心价值与生命力所在。这就要求坚持以用户为中心，聚焦用户需求，最大化创造替代价值，增强项目吸引力。
（二）强化“场景融合创新”的发展策略
场景来源于又服务于用户需求，是所有服务方案的价值源泉。分布式光伏项目盈利能力主要体现在其与具体场景的融合水平。依托分布式光伏应用便利性优势，推动跨行业、多场景融合发展：推进交能融合，在海陆空港布局分布式光伏，发展光储充换一体化项目；推广建筑光伏一体化，建设光储直柔新型建筑；发展农村分布式光伏，促进农村新能源就近消纳；依托能源数字化智能化，培育智能电网、绿电直供、虚拟电厂、车网互动、零碳园区等应用场景。做好场景融合需要建立和完善基于典型场景的技术标准体系、设计方案和监管规则等保障性支撑性工作基础。
（三）构建“适应分布式发电”的价格机制
分布式发电既是发电设施，又具有广义用电设施的功能，其不宜采用常规电源类的价格机制。户用光伏在农村、县域等地区兼具民生属性，对家庭增收有积极作用，其上网模式、电价水平及市场参与方式直接影响项目经济性。需充分考虑户用光伏成本承受能力，避免过度增加交易成本，可采用单独交易或聚合交易模式；在上网电价方面，可探索长期差价合约机制，降低现货市场价格波动风险，保障项目收益稳定性。对于用户“红线范围”内自投项目、源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网、零碳园区等不同场景下分布式光伏项目，综合投资主体、自发自用比例、自平衡能力、系统响应能力、接网容量等因素，采取差异化价格机制。自投自用为主的项目，适宜采用最大“豁免”价格机制，免除其自发自用电量部分的所有系统责任；对于不同投资主体、商业性质项目，根据多因素综合评价结果，实施差异化系统责任分摊机制，做到常态监控，动态调整，鼓励先进。
（四）建设“支撑主配微协同”的系统调度体系
分布式发电大量接入中低压配电网，催生配电网及内部出现大量具有自调节自平衡能力的微电网、源网荷储一体化小系统，进而加速其与配电网、主电网之间分层自治趋势，对现有的市县配电调度体系和相关业务提出更高要求。构建适应分布式发电大规模接入的新型电力调度体系，进一步厘清调度机构、主配微网、分布式新能源等的调控关系和职责范围，加强市级、县级调度机构力量，全面提升可观、可测、可调、可控能力和智能化调控水平，提高各配电电压等级电网分级分层调控和以群组为中心的本地配电网的平衡自治能力。
（五）建立“满足发用协同需求”的配电网投资新机制
发用协同的发展模式强调了在时间、空间上，实现分布式光伏与用电负荷之间的精准高效匹配。这通常需要依赖由发电、用电构成整体的内部配电系统与外部大电网的协调运行和高效互动。因此，配电网此时分化为“用户专用”与“公用”属性，两类配电网性质与功能差异明显，适合采用差异化监管规则。对于“用户专用”型配电资产适宜采用向社会资本（特别是由发用电主要相关方）开放投资的模式，而“公用”型配电资产原则上仍坚持电网企业投资的原则。探索推进有条件的用户侧配电资产开展资产证券化，扩大配电网投资渠道，减轻电网企业配电网投资压力。
