《分布式光伏发电开发建设管理办法》系列解读

时间:2025-01-26 来源：未知

2025年1月23日，《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）（以下简称《管理办法》）在国家能源局官网上公布。上一版文件是《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（国能新能〔2013〕433号）（以下简称《暂行办法》），与12年前相比，分布式光伏市场规模和特征、发展定位和预期、政策机制需求均发生巨大变化。《管理办法》无论是结构形式，还是条款内容，均反映了近期的形势和需求，从回归分布式就近消纳和利用本源特征出发，对分布式光伏开发建设提供了清晰的分类指导，对各级能源主管部门、各类开发业主、各级电网企业及其他相关单位提出了明确的规范要求。在《管理办法》的政策调整和亮点中，本文选取几个业内关注点，分析相关背景及对继续推动分布式光伏发电市场科学有序健康发展的意义和作用。

调整分布式光伏适用范围，回归分布式光伏就近消纳。相较于《暂行办法》以及2014年《国家能源局关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》等既往文件规定，《管理办法》对分布式光伏的适用范围既有扩展又有收缩。扩展是对分布式光伏的单个项目装机容量放宽到不超过5万千瓦，对接网电压等级提升到110千伏及以下并网。收缩的核心是回归分布式光伏就地开发、就近消纳和利用的本质，对于工商业分布式光伏，不再采用全额上网模式，需要在全部自发自用或者自发自用余电上网两种模式中选择，并且对于后一种模式，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，主要是考虑不同地区的发展条件与基础的差异性。对于自然人和非自然人户用分布式光伏，考虑居民屋顶分布建设的特征、对居民尤其是广大农户的支持、政策的延续等因素，保留了全额上网运营模式，与全部自发自用、自发自用余电上网并行。总之，《管理办法》将分布式光伏分为四类并明确不同的容量和接网等级、上网模式要求，以及对于建筑物及其附属场所要求，均表明国家对于分布式光伏开发利用更强调自发自用和就近消纳，体现分布式光伏电力电量就地利用的属性。

对于不符合这四类分布式光伏范畴的新建光伏发电项目，需按照集中式光伏电站项目开发建设管理推进。在《管理办法》同步配套发布的官方解读文件中，专门对规模较小的集中式光伏电站项目，做了优先安排的原则性规定（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），即在全额上网项目中，更加支持规模较小、在相对低的电压等级电网覆盖范围内实现电量消纳的光伏电站。因此，《管理办法》与2022年修订并生效的《光伏电站开发建设管理办法》一起，覆盖了各类光伏发电项目，各类项目的开发建设及并网运行等需按对应分类的明确管理规范执行。

细化分布式光伏分类，体现精细化、差异化管理方向。《管理办法》第四条基于建设场所、装机容量、电压等级将分布式光伏项目划分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四种类型，后续条款则针对这四类分布式光伏提出了备案管理、消纳模式、电网服务等差异化规定要求（见附表），以实现精准精细管理，符合不同性质和形式的分布式光伏项目开发建设和商业运行需求。如，此前对于户用光伏没有明确的接网电压等级和容量的规定，出现采用自然人申请但实际建设在厂区、装机高至数百千瓦的户用光伏系统的情况，再如一些企业集中采用租赁屋顶方式开发运营的户用光伏，由于没有明确的规定，各地采取的管理方式不一，且随着分布式光伏渗透率增加地方采取的方式变化，引发争议。《管理办法》将自然人户用和非自然人户用做了清晰的界定，并通过分类规范管理措施，解决了这一问题。

注重提升接入电网承载力，持续增加分布式光伏发展空间。近年来部分省份和地区的配电网接入分布式光伏的承载力不足情况频现，对承载力标为红色区域实行暂停备案和项目并网申请，影响了分布式光伏尤其是户用光伏市场。2023年以来国家能源主管部门注重提升接网承载力，当年6月开展了6个省区的接网承载力及提升措施评估试点。在2024年8月发布的《配电网高质量发展行动实施方案（2024-2027年）》文件中，明确要求“建立配电网可开放容量定期发布和预警机制，按季度向社会公布县（市）一级电网不同区域可承载规模信息”“分析提出进一步提升可承载规模的方案、举措和时限要求”等。这些政策以及《管理办法》于2024年10月对全社会征求意见稿的明确要求，在2024年四季度已经显现出政策实施效果，如辽宁发展改革委在2024年11月发布了第三、四季度全省分布式光伏接入电网承载力评估结果，与二季度结果相比，承载力受限的红区范围明显减小，绿区显著扩大；再如黑龙江发展改革委于2025年1月发布了2024年第四季度电网可开放容量的公告，通过综合考虑电网承载能力及省内新能源整体消纳能力，优化调整计算原则，认真组织测算，红区从半年前公布的86个降至4个。

《管理办法》再次对地方能源主管部门和电网企业强调了接网承载力相关要求，提出“基于分布式光伏规模、电力系统负荷水平、灵活调节能力、电力设备容量等因素建立配电网可开放容量按季度发布和预警机制，引导分布式光伏发电科学合理布局”，同时电网企业出具并网意见也应以分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估结果为依据。此外投资主体在开发建设分布式光伏项目时，也要充分考虑电网承载力、消纳能力等因素，规范开发建设行为。

对分布式光伏提出“四可”要求，提升电力系统消纳分布式光伏的能力，也为参与电力市场提供基础。“四可”是指“可观、可测、可调、可控”，对于调度部门来说电源具备“四可”才能参与调度，对于分布式光伏参与电力市场，具备“四可”是基础条件，更多的分布式光伏具备“四可”可以显著提升其接入电网承载力和调控能力，调度机构可以精准合理调度分布式光伏，而不是在难以调度时被迫一刀切限电，同时也有利于电力系统稳定和供电安全。近一年来安徽、河南、江西、陕西等省份对新增或全部分布式光伏提出了“四可”要求，反映了这一方向。

《管理办法》要求确保新建的分布式光伏发电项目实现“四可”，对存量具备条件的分布式光伏发电项目，提出电网企业、分布式光伏发电项目投资主体根据产权分界点进行投资建设改造，提升信息化、数字化、智能化水平的要求，以实现“四可”。《管理办法》中对于存量项目大多采取老项目老办法的政策，但“四可”是对于存量项目提出的专门要求。

给予大型工商业分布式光伏更多的消纳灵活性和模式选择，激发这一细分市场活力。对于大型工商业分布式光伏，《管理办法》提出在场所内或通过专线（不直接接入公共电网且用户与发电项目投资方为统一法人主体）实现“原则上全部自发自用”的消纳模式要求（满足用电方、发电项目位于同一用地产权红线范围内），是考虑有建设和消纳条件的大型工业园区等开发运营大型分布式光伏的需求，通过专线可实现绿电直供。

相较于在2024年10月面向全社会的征求意见稿，《管理办法》增加了两条规定，“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参与现货市场”“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”。目前山西、广东、山东、甘肃现货市场正式运行，蒙西、湖北、浙江、福建现货市场连续结算试运行，我国已提出有序推动现货市场全覆盖，这给予了大型工商业分布式光伏更多的消纳灵活性和模式选择，消除了开发企业建设大型工商业分布式光伏对用户用电情况变化的顾虑，将有效激发市场活力。

细化能源主管部门和电网企业服务要求，规范管理程序。在各项服务和保障措施上，《管理办法》不但延续和整合了既往文件规定，还更加规范和细化服务要求，增加或明确了促进分布式光伏发展的新规。如，简化项目开发建设合规文件，不得擅自增加备案文件要求，不得超出办理时限，优化非自然人户用项目的备案模式，明确可以合并备案，存量项目可不作备案主体变更、仍按原备案项目类型管理等。对于项目前期，强调不得以特许权经营方式控制屋顶等分布式光伏开发资源，不得将强制配套产业或投资、违规收取项目保证金等作为项目开发建设的门槛。对于户用光伏，强调保护自然人合法权益，避免户用光伏项目投资人损害自然人合法权益。再如，接网方面，要求电网企业针对不同类型的分布式光伏发电项目制定差异化接入电网工作制度，合理优化或简化工作流程，公平无歧视地向分布式光伏发电项目投资主体提供电网接入服务，并明确并网申请受理及答复的时限要求、接入系统受理及答复要求、并网协议和购售电合同要求等。这些均体现了服务民生，优化营商环境，以保障分布式光伏的持续健康发展。

在规范管理和提供服务方面，国家能源主管部门一方面对地方各级能源主管部门和电网企业提出明确要求，另一方面强化政策落实和监管，如2024年10月国家能源局在官网公开通报了六起分布式光伏并网接入和一起违规备案共七起典型问题。《管理办法》的落实和有效性可期。

明确划分存量增量项目，做好政策衔接。《管理办法》充分考虑了分布式光伏发电项目正常建设周期来划分新老项目，对于文件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，3个多月时间足以覆盖已开展前期工作和获得备案项目的建设周期，避免项目处于空窗期，做好衔接，也有利于管理办法实施。