国家能源局2025年1月发布了《分布式光伏发电开发建设管理办法》的通知（国能发新能规〔2025〕7号），以下简称《管理办法》，是对《分布式光伏发电项目管理暂行办法》(国能新能〔2013〕433号)的正式修订。本次《管理办法》覆盖了分布式光伏发电项目全生命周期各阶段的管理要求，涵盖了行业主管部门、投资主体、电网企业等各方的职责要求。主要内容包括：分布式光伏的定义和分类、明确边界、明确上网模式的选择、入网办理流程、项目建设条件、规范运营等。
2025年2月10日国家发改委与国家能源局联合发布的《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》（发改价格〔2025〕136号），以下简称《通知》。《通知》明确规定了4月30日后分布式光伏并网项目将全面执行市场化规则，6月1日起新能源上网电量全部参与竞价！这一政策调整促使存量项目加速赶工，形成阶段性装机高峰。
以上两个新政引发的行业地震是现象级的，这标志着我国光伏产业已经由鼓励+补贴式转变为规范+市场化模式发展。本文将全面解读两个政策对分布式光伏项目备案、审批、融资、运营方面的影响！
一、2025版《管理办法》相较于2013版有哪些变化？
1、分布式光伏定义的变化
定义中最大的不同是，没有强调分布式光伏是自发自用、余电上网模式，而是明确了配电网系统就近平衡调节的原则。这就明确了分布式光伏上网模式的多样性，可以是自发自用余电上网，也可以是全部自发自用，也可以是全额上网，但是必须遵循的原则就是就近平衡配电网系统。更加突出了分布式光伏上网的灵活性，适宜性。
2、分类更加精细化
新政将分布式光伏按照建设场所、接入电压等级和装机容量细分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业、大型工商业四种类型。不同类别不同的管理模式，更加精细化。能够更灵活适应不同的项目类型和使用场景，也更加明确不同类别的项目采用不同上网模式。
自然人户用分布式光伏是指自然人利用自有住宅、庭院投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过380伏的分布式光伏；
非自然人户用分布式光伏是指非自然人利用居民住宅、庭院投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏（20千伏）、总装机容量不超过6兆瓦的分布式光伏。
一般工商业分布式光伏是指利用党政机关、学校、医院、市政、文化、体育设施、交通场站等公共机构以及工商业厂房等建筑物及其附属场所建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏（20千伏）、总装机容量原则上不超过6兆瓦的分布式光伏。
大型工商业分布式光伏是指利用建筑物及其附属场所建设，接入用户侧电网或者与用户开展专线供电（不直接接入公共电网且用户与发电项目投资方为同一法人主体），与公共电网连接点电压等级为35千伏、总装机容量原则上不超过20兆瓦或者与公共电网连接点电压等级为110千伏（66千伏）、总装机容量原则上不超过50兆瓦的分布式光伏。
3、明确范围变化
新政策明确了边界是在用地红线范围内，不允许“隔墙送电”。这就意味着以前装机容量6兆瓦以下的小型地面分布式光伏电站，并不需要集中式光伏电站这种指标管理，可以按照分布式项目去备案。但是新规出台以后，这种地面分布式电站就成为历史了。因为新规反复强调，分布式光伏应利用建筑物及其附属场所，且位于同一用地红线范围内才能开发。
4、上网模式变化
旧政策仅笼统定义为“用户侧并网、就近消纳”项目，未区分具体场景。新政策明确分布式光伏发电是指在用户侧开发、在配电网接入、原则上在配电网系统就近平衡调节的光伏发电设施。
调整原因：推动就近消纳，缓解电网压力，避免以分布式名义行集中式之实。关于大型工商业分布式光伏发电上网模式的考虑。考虑到在电力现货市场连续运行地区，电力市场的价格信号能够引导大型工商业分布式光伏发电项目尽可能实现高比例自用，并在电力供应紧张时段余电上网发挥保供作用，因此《管理办法》允许电力现货市场连续运行地区的大型工商业分布式采用自发自用余电上网模式参与现货市场。此外，允许大型工商业分布式光伏在电力用户负荷发生较大变化时，将项目调整为集中式光伏电站，给予其更多选择空间。
动态调整：省级部门按消纳能力设定余电比例，避免浪费。
调整意义：光伏发电从“自产自销”升级为“市场化商品”，收益空间更大！
5、备案流程的变化
旧政策备案主体模糊，地方可能加码要求（如强制本地注册）；个人备案需自行跑部门，材料繁琐。
新政策明确“谁投资、谁备案”：自然人可委托电网代理备案，企业直接备案；线上化：备案信息全网公开，禁止设置隐形门槛；禁止非自然人项目以自然人名义备案，防止“光伏贷”等金融风险。跨区经营支持：不得要求企业本地注册。新政策对之前的备案中存在的一些“卡”，用“四个不得”作出了明确规定。
6、电网接入流程简化
旧政策电网回复无时间限制，拖延现象普遍；公共电网改造责任不清，用户可能被迫分担费用。
新政策缩短时限要求：电网需在2个工作日内回复申请，35kV项目10天内出方案；
此外新《管理办法》针对以前的入网手续受理慢，办理难的问题，明确要求电网企业应当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，不得从事下列行为：（一）无正当理由拒绝项目投资主体提出的接入申请，或者拖延接入系统；（二）拒绝向项目投资主体提供接入电网须知晓的配电网络的接入位置、可用容量、实际使用容量、出线方式、可用间隔数量等必要信息；（三）对符合国家要求建设的发电设施，除保证电网和设备安全运行的必要技术要求外，接入适用的技术要求高于国家和行业技术标准、规范；（四）违规收取不合理服务费用；（五）其他违反电网公平开放的行为。
7、建设条件的变化
新政策明确取得电网企业并网意见后方可开工建设。这很大程度杜绝了以前有很多项目急于开工，建设完成后发现达不到并网要求，迟迟不能投入运营的情况。新政策制定了合同范本有效保护产权人的权益。
新《管理办法》自发布之日起施行，有效期五年。对于2025年1月之前已备案且于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。已备案未建项目：超期未动工将被清理，倒逼企业加速落地。新政的意义是政策平稳过渡，同时淘汰“占坑不建”的投机者。
8、上网电价的变化
（1）光伏电价变革历程
2008年至2011年，政府机构先后核准了4个光伏项目，采用4元/kWh的核准电价。2011年，我国出台光伏电站上网电价政策，正式进入标杆上网电价时期。
2013年，实行分布式光伏补贴政策。2018年，“531新政”大幅下调了光伏标杆上网电价和分布式补贴。2019至2020年，我国实行指导电价+竞争电价政策。
2021年，新建项目按当地煤电基准价执行，仅新建户用项目仍保留0.03元的补贴。2022年，户用光伏和光热示范项目补贴取消，光伏行业全面进入平价上网时代。
2025年6月1日后，新增风光项目电量全部参与市场交易，电价由市场形成，取消了电网的“保收”电价（四川省为0.4012元/KWh）； 改为市场化交易电价，如参考四川省2025年1月份公布的水电交易价格，枯水期电价0.393元/KWh，丰水期电价0.1403元/KWh，平水期电价0.2674元/KWh,全年平均价格0.25元/KWh左右。与原来的“保收”电价降低了37.68%，这将影响全额上网的光伏发电项目的收益平衡，可能会导致“入不敷出”。
（2）光伏发电已进入全面市场化
2025年2月10日国家发展改革委、国家能源局在《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》中明确提出：“推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。”这意味着风电、光伏等新能源电量全额保障性收购，将从此成为历史。
从核准电价、标杆电价、指导电价+竞争电价，到平价上网，直至如今全面市场化的新格局，这一系列政策演变不仅体现了我国对新能源发展的战略布局与支持力度，也反映了光伏行业从起步到成熟的成长轨迹，每一次电价政策的调整，都在推动行业技术进步、成本下降以及市场机制的完善。
9、新《管理办法》总结
分类更细：政策精准匹配不同场景，小屋顶也有大机会。
流程更简：备案、并网“一站式”搞定，普通人也能玩转。
收益更活：卖电方式多样化，市场化机制打开盈利天花板。
监管更严：从设备到运维全程合规，行业告别野蛮生长。
二、两大新政带来的影响有哪些？
1、集中抢装
《管理办法》规定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。已备案未建项目超期未动工将被清理。《通知》规定2025年6月1日后，新增风光项目电量全部参与市场交易，电价由市场形成。说明以前的项目还可以享受补贴电价。短期内引发抢装，组件价格阶段性上涨（分布式组件达0.8-0.9元/W），挤压项目利润。
2、配建储能
储能与灵活性资源需求激增：配储、智能微电网等技术成为平衡电价波动的关键，政策鼓励“光伏+储能”融合应用强制配储政策（如河南红区配储20%×2小时）带来双重影响：
风险对冲：储能可平抑电价波动，提升项目收益稳定性，增强银行授信信心。
政策红利：配储项目可优先接入电网，部分省份允许参与现货市场峰谷套利。
成本挑战：初始投资增加10%～30%，但可通过“储能租赁”或政府补贴分摊压力。
3、行业震荡
市场化电价波动（如浙江现货电价曾跌至-0.2元/度）导致投资回报模型复杂化，中小开发商加速退出，2024年户用分布式新增装机同比下降32%；各省实施细则未明确前，行业装机预期分歧增大，2025年中国新增装机或同比下滑8%～22%。
倒逼技术升级：市场化竞价推动企业提升效率，头部厂商加速布局N型TOPCon、BC电池等高技术路线，并通过数字化管理降低度电成本；
行业集中度提升：中小企业在成本控制、电力交易能力等方面劣势凸显，资源向具备规模优势和资金实力的龙头企业聚集；
绿电价值释放：绿证交易、虚拟电厂等新模式兴起，分布式光伏通过参与调峰和辅助服务获取额外收益，拓展应用场景。
4、高质量发展趋势
2025年新增光伏项目会比2024年少很多，自发自用+储能项目成未来趋势。不再有租农户屋顶骗贷款的项目出现。学校、政府、机关办公楼上的屋顶此类“政绩”大于“收益”的分布式光伏项目会少很多。光伏行业将进行大的洗牌，加速行业淘汰落后的技术，促使光伏行业发展更加健康，流程更加正规，具有可持续性，长期来看是走高质量发展趋势。总而言之是以前是国家鼓励和刺激行业发展出台了很多政策导致了行业竞争激烈、产能过剩、价格下降、项目乱建、电网消纳难的现象，现在通过新政规划光伏市场，接下来要抓高质量发展。
三、新政对分布式光伏项目融资的影响？
1、项目数量减少
新政规范了项目的备案流程、上网流程、建设条件、建设范围。建设项目会有一定门槛，会对一些正在谋划中的项目带来一定影响，某些不满足新政的项目会暂停启动（比如6MW以下的地面建设的分布式光伏、渔光互补、学校、党政机关屋顶光伏这几类项目）。
2、配建储能增加
6月1日后，新增风光项目电量全部参与市场交易，电价由市场形成。余电上网比例过高的项目收益会大打折扣，因此需要配建储能，减少上网比例，平衡项目收益。
3、园区类分布式光伏成主流
新政下，一般金融机构都要求分布式光伏自发自用比例在80%以上。这就要求建设红线范围内用电需求大于发电能力。园区类项目屋顶面积大、用电需求大，将成为银行首推项目。
4、项目成熟度要求高
新政下前期资料要求更规范。产权证明、租赁协议、并网许可将会是金融机构放款的必备要件，同时对储能、自发自用电量论证和上网比例都会提出新的要求。
四、总结
新的《管理办法》和《通知》会让光伏电价政策从补贴驱动到全面市场化，体现了行业从政策扶持向市场驱动的转型。尽管短期面临收益波动和行业洗牌，但长期来看，新政通过市场机制筛选优质产能，推动技术创新与成本优化，为光伏行业高质量发展奠定基础。企业需通过技术升级、布局绿电交易、强化电力市场参与能力等策略适应新环境。
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