“十五五”时期我国分布式光伏需坚持发用协同发展模式

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。

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。

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。

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