山东136细则解读 | 分布式新能源为何不纳入机制电价？

近日，山东省发改委印发《山东省新能源机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》，明确一般工商业、大型工商业分布式光伏，以及增量配电网、源网荷储一体化、绿电直连等项目的风电、光伏发电，除自发自用电量以外的上网电量全部参与电力市场交易，不纳入机制电价执行范围。这一政策调整并非简单的规则变动，而是基于对山东省分布式新能源发展现状的深刻洞察、对行业痛点的精准把握，以及对新型电力系统建设的长远规划，背后蕴含着多层次的底层逻辑与系统性治理智慧。

一 、山东分布式光伏

发展现状与深层矛盾

在 “双碳” 目标与能源转型战略的推动下，山东省分布式光伏实现了爆发式增长，已成为区域能源结构调整的核心力量。截至 2025年6月，全省光伏装机总量达9118万千瓦，其中分布式光伏装机5929万千瓦，占比高达 65%，远超集中式光伏装机规模，成为光伏发电的绝对主导形态。然而，这种规模化扩张背后，隐藏着多重结构性矛盾，亟待通过政策调整加以破解。

根据山东省能源局 2023 年 12 月发布的数据，全省 136 个县市中：

· 53 个县市低压配网接网预警等级为 “受限”，意味着新增分布式项目已难以接入现有电网；

· 43 个县市预警等级为 “一般”，配网运行处于临界状态，消纳能力接近饱和；

· 40 个县市处于 “良好” 状态，具备一定的新增项目接纳空间。

更严峻的是，37 个县市因分布式光伏反送电问题突出，新增项目已无法在县域内实现本地消纳，必须依赖跨区域输电通道，这与分布式能源 “就近消纳” 的本质定位背道而驰。2024 年，全省新增分布式光伏装机 922 万千瓦，占新增光伏装机总量的 33%，进一步加剧了电网的消纳压力。

二、政策调整的底层逻辑

与制度设计智慧

分布式新能源的核心发展理念围绕 “用户侧开发、就近消纳” 展开，其本质是通过能源生产与消费的时空匹配，实现四重核心价值：降低用户用电成本、适配低压等级减少接入成本、减少长距离输电损耗、缓解电网建设投资压力。

2025 年 2 月，国家发展改革委、国家能源局《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》明确提出推动新能源全量入市，建立市场外差价结算机制，为地方政策调整提供了顶层指引。山东省的这一政策调整，正是基于对分布式能源本质的回归与市场化改革的深化，因为工商业分布式新能源的核心价值在于 “自发自用、余电上网”，其生命力源于与用户负荷的精准匹配。若将自发自用电量以外的上网电量纳入机制电价，易引发 “重申报、轻消纳” 的投机倾向——项目主体可能忽视本地负荷需求，盲目扩大装机规模，依赖机制电价获取收益，导致 “就近消纳” 沦为空谈，反而加剧电网消纳压力。

政策明确上网电量必须参与电力市场交易，通过市场价格信号引导项目主体强化负荷匹配意识：一方面，促使企业在规划阶段就充分调研用户用电需求，避免脱离实际的盲目扩张；另一方面，推动项目通过技术创新（如配置储能、优化调度）提升自发自用比例，从根源上减少对电网的依赖，回归分布式能源的本质属性。

三、政策调整的

深层价值与行业影响

这一政策调整的意义远超规则本身，它标志着山东省新能源发展进入 “质量优先” 的新阶段，为全国分布式能源治理提供了重要启示：

推动行业从 “规模竞赛” 向 “效率竞赛” 转型：通过剥离机制电价托底，倒逼企业聚焦成本控制、技术创新与负荷匹配能力，淘汰高成本、低效率项目，提升行业整体质量；

重塑电网与分布式能源的协同关系：从 “被动接纳” 转向 “主动协同”，促使分布式项目成为电网的 “友好伙伴” 而非 “负担”，为新型电力系统建设奠定基础；

探索 “政府引导 + 市场主导” 的治理范式：既通过政策划定发展边界、规范市场秩序，又充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，实现 “放管结合” 的良性循环。

四、分布式新能源

高质量发展的路径探索

政策调整的最终目标，是推动分布式新能源从“规模扩张”向“质量提升”转型。为此，山东省需从基础设施升级、技术创新应用、市场机制完善等多维度构建支撑体系：

（一）强化基础设施智能化升级，破解消纳瓶颈

以台区为基本单元，构建 “规划 - 建设 - 运营” 一体化体系，提升配电网对分布式能源的接纳能力：

1.储能系统精准规划：结合区域负荷特性（如工业负荷的日间高峰、商业负荷的午间高峰）与新能源发电曲线（如光伏的午间出力高峰），按 “峰谷差补偿 + 短时调节” 双重需求配置储能装置。例如，工业园区可配置大容量锂电池储能，满足 4-6 小时削峰填谷需求；居民台区可配置小型储能，应对短时功率波动。

2.智能监测体系建设：在分布式项目接入点、配网线路关键节点安装智能电表、功率传感器、电压监测仪等物联网设备，通过电力调度云平台实现 “发电 - 负荷 - 电网” 全环节运行状态实时监测，为精准调度与故障预警提供数据支撑。

3.源网荷储系统整合：以虚拟电厂技术为纽带，整合分布式光伏、用户侧储能、可控负荷（如工业可中断负荷、商业空调负荷）等资源，形成 “源随荷动、荷随源调” 的协同互动网络，提升系统整体灵活性。

（二）深化协同控制技术创新，提升自用比例

通过技术创新突破分布式能源 “间歇性、波动性” 瓶颈，最大化自发自用价值：

1.智能化能量管理系统构建：基于大数据与人工智能技术，研发适配分布式场景的能量管理系统，实现三大核心功能：分布式电源发电功率精准预测（结合气象数据与历史出力曲线，误差率控制在 10% 以内）；储能充放电状态优化调度（根据电价信号与负荷预测，动态调整充放电策略，提升收益）；负荷需求变化动态响应（通过需求响应机制，引导用户错峰用电，匹配新能源出力）。

2.微电网自平衡机制落地：在工业园区、大型社区等分布式资源集中区域，构建微电网系统。当分布式发电过剩时，自动控制储能设备充电；用电高峰时，同步释放储能电量并协调可控负荷降低需求，实现 “发用平衡”，大幅减少对大电网的依赖。例如，某工业园区通过微电网管理，分布式光伏自发自用比例从 60% 提升至 85%，年减少上网电量 120 万千瓦时，降低电网消纳压力的同时，为企业节省电费 30 余万元。

（三）完善市场化交易机制，激发主体活力

通过市场机制引导分布式能源参与系统调节，实现价值最大化：

1.推广 “绿电直供” 模式：鼓励分布式项目与周边用户签订长期绿电直供协议，通过 “点对点” 交易锁定自发自用电量，形成稳定收益预期。

2.探索辅助服务市场参与路径：允许分布式聚合商（如虚拟电厂运营商）代表散户项目参与调峰、调频等辅助服务市场，通过提供灵活性资源获取额外收益，弥补上网电量市场化交易的价格波动风险。

未来，随着配套措施的落地与技术的进步，山东省分布式新能源有望在 “规范中求发展、在发展中提质量”，真正成为能源转型的中坚力量，为全国提供可复制、可推广的 “山东方案”。