在全球能源转型的大浪潮下，分布式光伏发电凭借清洁、高效、灵活且能就近消纳等优势，成为我国能源结构优化的关键一环。近年来，我国分布式光伏市场规模持续扩张，参与者从普通农户到大型企业都踊跃投身其中。

为规范行业发展，国家能源局于2025年1月23日发布《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称《管理办法》），全面规范分布式光伏发电开发建设管理流程，推动高质量发展。《管理办法》涵盖总则、行业管理等七个章节共四十三条内容，界定了分布式光伏发电的定义与分类，明确了项目全生命周期各阶段的管理要点及各方职责，构建起全方位的管理体系。

不过，由于分布式光伏发电点多面广、量大分散，《管理办法》在实际落地中仍有细节问题需阐释。为此，国家能源局于4月11日发布《〈分布式光伏发电开发建设管理办法〉问答（2025年版）》，对核心要义与实施要点进行系统深入地解读，助力产业规范、可持续发展。

同时，四川省发展和改革委员会于2025年9月30日印发《四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》（川发改价格〔2025〕480号），进一步细化本地分布式光伏管理要求，为区域内项目开发提供更精准的指引。

本文将结合国家层面政策与四川最新政策，梳理最受关注的核心问题，为投资者和从业者提供全面参考。

分布式光伏发电的类型划分是项目开发的基础，直接关系到后续的备案、上网模式选择和政策支持，准确把握项目类型是顺利开展工作的前提。下面为你剖析四大类分布式光伏的核心特征及常见疑问。

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。

而集中式光伏电站则是集中建设、大规模并网、由电网统一调度的发电项目。

两者的核心区别在于：

 电力消纳方式：分布式光伏以“就地消纳”为核心，尽量在本地用户端消耗电能，减少传输损耗；集中式光伏以“远距离输送”为特征，需通过高压输电线路输送至远方负荷中心。

 接入电压等级：分布式光伏接入电压等级较低，一般在35千伏以下；集中式光伏接入电压多在110千伏以上。

《管理办法》根据建设场所、接入电压等级及装机容量三个核心要素，将分布式光伏发电项目细分为以下四类：

值得强调的是，所有分布式项目均需满足“建筑物及其附属场所位于同一用地红线范围内”的要求，这一界定避免了跨区域、多点接入的项目被拆分备案，强化了项目的整体性管理。

按照现行政策规定，农光互补（即在农田上方建设光伏设施，下方进行农作物种植，实现光伏发电与农业生产的有机结合）、渔光互补（在鱼塘上方建设光伏设施，下方进行水产养殖）这类项目，统一被归为集中式光伏电站进行管理。

不过，为了确保政策的平稳过渡，《管理办法》特别设置了过渡期政策：2025年1月23日前已备案，且能在2025年5月1日前全容量并网的存量项目，可按原有分布式光伏发电政策执行；未在规定期限内并网投产的，需按各省集中式光伏电站管理要求执行。

若宅基地范围内有住宅，业主可利用住宅屋顶、庭院建设户用分布式光伏项目，既利用闲置空间，又能实现能源自给。若宅基地范围内无住宅，处于空地状态，则禁止建设光伏项目。这是为了保护农村宅基地使用规范，避免变相占用耕地，确保土地合理有序开发和利用。

在大棚等设施农业上建设的光伏项目，属于农光互补项目，归于集中式光伏电站管理，而非一般工商业分布式光伏。

如果光伏发电项目建设在建筑物以及与该建筑物同一用地红线范围内的道路上或道路边坡上，可参照工商业分布式光伏发电管理；其他情况则按集中式光伏电站管理。例如某工厂在厂区内的道路上方建设的光伏棚，可按工商业分布式管理；而在公共道路边坡上独立建设的光伏项目，则需按集中式管理。

上网模式的选择直接决定了分布式光伏发电项目的收益结构与运营方式，不同类型的分布式光伏项目在上网模式的选择上存在着严格的政策限制。此外，政策对于余电上网的比例、电力交易机制等方面也有着明确规定，投资者在选择上网模式时，需要充分结合自身项目的负荷特征、用电需求以及当地的电力市场环境等因素，进行审慎决策，以实现项目收益的最大化。

不一定。对于与用户开展专线供电的大型工商业分布式光伏，要求用户与发电项目投资方为同一法人主体；而接入用户侧电网且与公共电网有连接点的大型工商业分布式光伏，用户与发电项目投资方可以不是同一法人主体。这一规定为大型企业通过光伏项目实现能源自给或对外供电提供了灵活性。

当项目的电力用户负荷、自身经营状况等发生变化，导致上网方式无法满足《管理办法》要求时，用户可变更上网模式一次。但需要注意的是，必须同步完成项目备案信息的变更手续，并与电网企业重新签订相关的并网调度协议和购售电合同，以确保项目的运行符合政策要求和电网的调度管理规定。

自发自用部分：按照用户目录电价计算收益，也就是用电主体的实际用电成本，就相当于业主减少了从电网购电的费用支出。

上网部分：2025年9月30日四川省发改委发布《四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知（川发改价格〔2025〕480号），明确所有分布式光伏项目上网电量全部进入电力市场，不再执行政府定价，标志着四川新能源电价全面迈入市场化阶段。

备案手续是分布式光伏发电项目实现合法建设与运营的首要前提，不同投资主体所对应的备案流程以及所需提交的材料要求存在着显著差异。

自然人户用分布式光伏项目的备案方式较为灵活，业主既可以委托电网公司集中代理备案，也可以选择自行向当地备案机关进行备案（备案机关通常为各省明确指定的分布式光伏发电备案机构，一般设在当地的能源主管部门或者行政审批服务中心等相关部门）。

备案材料：申请人有效身份证明、电站地址权属证明、拟建项目基本信息等材料。

非自然人户用分布式光伏项目，必须由投资主体自行向当地能源局进行备案。注意：《管理办法》印发前已由自然人备案的，可不作备案主体变更，仍按原备案项目类型管理，但投资主体应当主动向备案机关和电网企业告知相关信息，明确承担项目运行维护的主体及相应法律责任。

备案材料：企业的营业执照副本原件及复印件，屋顶租赁合同、电站地址权属证明、拟建项目基本信息等材料。

对于非自然人户用分布式光伏，满足投资主体相同、备案机关相同、单个项目的建设场所、规模及内容明确的，允许合并备案并分别接入电网；但工商业分布式光伏发电不能合并备案。

同一用地红线范围内，通过分期建设、不同投资主体分别开发等形式建设的工商业分布式光伏发电项目，应当按照“谁投资、谁备案”的原则确定备案主体，但不得新增与公共电网的连接点。例如某工业园区内，不同企业在各自厂房建设光伏项目，可分别备案，但共用一个电网连接点。

分布式光伏项目的建设需满足严格的技术标准和施工规范，以保障系统的安全性、稳定性及长期发电效率。而并网验收环节引入的“四可”技术要求（可观、可测、可调、可控）更是新政策的核心，直接影响项目能否顺利投产及电网的接纳能力。

项目建设必须严格符合《分布式光伏发电系统工程技术规范》等20余项国家及行业标准，涉及分布式光伏发电工程装备制造、工程设计、施工安装、工程验收、并网接入、运行维护等各主要环节，主要包括《分布式光伏发电系统工程技术规范》NB/T11422、《分布式光伏发电系统集中运维技术规范》GB/T38946、《分布式光伏发电低压并网接口装置技术要求》NB/T10204、《分布式光伏发电系统远程监控技术规范》GB/T34932、《户用分布式光伏发电并网接口技术规范》GB/T33342、《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T51368等。

新政策要求所有新建分布式光伏项目必须满足“可观、可测、可调、可控”四大核心功能，以提升电网接纳能力和系统调控水平：

 可观：实时采集并上传发电量、电压、电流、功率因数等运行数据，方便电网实时监控项目状态。

 可测：对发电功率、电压、电流等数据具备准确测量能力，准确区分自发自用电量与上网电量，为电费结算和市场交易提供可靠依据。

 可调：能根据电网指令或负荷变化自动调整发电出力，比如用电高峰时提升出力，低谷时减少上网电量避免倒送电压超限。

 可控：接收电网调度机构的远程启停、功率调节等指令，响应时间≤10秒。

存量项目（2025年1月23日前备案）需在2026年底前完成改造升级，否则将面临电网限电措施。

不可以。分布式光伏发电项目取得备案文件后，投资主体应及时向电网企业提交并网申请，取得电网企业并网意见后方可开工建设。这一流程确保了项目接入电网的可行性，避免因电网接入问题导致项目建成后无法并网。

对于利用与建筑物在同一用地红线范围内的附属闲置空地建设分布式光伏发电项目，可以免除用地审批或相关用地手续。这一政策简化了用地流程，鼓励投资者充分利用闲置空间建设光伏项目，例如工厂可利用厂区内的闲置空地建设光伏阵列。

分布式光伏发电项目本体的验收主体是项目投资主体。投资主体需按照相关标准对项目的工程质量、设备性能等进行验收，确保项目符合建设要求。验收合格后，方可申请并网运行

分布式光伏发电项目备案主体是接入电网工作的申请主体。

接入电网流程主要包括并网意向提交、受理及回复，接入系统设计方案编制、提交、受理及回复，接网工程可研与核准（备案），协议（合同）签订、并网验收和调试运行等。其中，对于自然人户用分布式光伏，电网企业免费制订接入系统方案。

分布式光伏发电项目竣工后，项目备案主体向电网企业提出并网验收和调试申请，并提供涉网设备检测认证报告、工程建设和试验情况等相关资料。资料符合要求并经现场查验合格后，电网企业同步开展并网调试、计量装置安装等工作。项目并网检验通过，电网企业出具并网检验（验收）意见单，项目即完成并网验收。

根据功率平衡原理，电网暂无可开放容量，说明区域内分布式光伏发电出力远超春秋季午间负荷，此时接入项目可能影响电网安全。因此，暂无可开放容量地区的项目投资主体，要按申请接入电网时间顺序登记，省级能源主管部门会按季度公布县域配电网可开放容量及消纳情况，引导理性投资，避免过度集中备案，待具备条件后再办理相关手续。

优先机制：加装储能设施（储充比≥10%，即储能容量≥项目峰值出力10%）的项目可获得优先接入资格。

若在用户侧加装可存储分布式光伏发电量的储能设施，通过光储协同，保证不发生反向重过载、电压越限等情况，可接入全部自发自用的分布式光伏发电项目。

在接入系统设计环节，电网企业对不同类型项目实施差异化管理：

对于自然人户用分布式光伏，由电网企业免费提供接入系统相关方案；

对于其他类型的分布式光伏发电项目，应由项目业主委托咨询机构开展接入系统设计方案编制。

在方案回复时间上，接入系统电压等级为110千伏（66千伏）的，电网企业应当于20个工作日内出具书面答复意见；接入系统电压等级为35千伏及以下的，电网企业应当于10个工作日内出具答复意见。

新旧政策衔接、绿证交易等问题关系投资者切身利益，把握政策窗口期很重要。过渡期政策细节直接影响存量项目收益模式和合规状态，绿证作为市场化工具，正成为收益多元化的重要补充。

针对2025年1月23日前已备案的存量项目，并网进度决定其适用政策：

 2025年5月1日前全容量并网：可继续按原政策执行（如享受历史度电补贴、户用分类延续等），保护早期投资者权益。

 部分并网或逾期并网：剩余容量需按新《管理办法》执行，取消补贴并调整管理类别。例如某企业2024年备案的3兆瓦项目，因资金问题仅完成1兆瓦并网，剩余2兆瓦需按新政策管理（如调整为大型工商业类），预计减少收益400万元（原补贴标准与竞价电价的差额损失）。

 企业需特别注意：分期建设项目若各期并网时间跨越2025年5月1日，不同容量段可能适用不同规则，需在备案时明确分期计划并预留足够建设周期。

申领方式：所有建档立卡的分布式光伏项目（通过国家可再生能源发电项目信息管理平台完成信息登记并获得唯一编码）自动获得绿证，每1000千瓦时发电量对应1绿证。建档立卡工作需在项目并网后1个月内由投资主体完成填报（自然人户用由电网企业按月推送数据集中建档）。

需要注意的是，绿证分为可交易绿证（对应上网电量）和非交易绿证（自用部分），交易需在专门平台操作并完成权属转移登记。

投资者可通过以下官方渠道获取实时信息与服务支持：

 国家可再生能源发电项目信息管理平台：查询备案进度、并网流程、项目编码及政策解读文档；支持在线填报建档立卡信息及变更申请。

 绿证核发交易系统：办理绿证申领、交易及抵销业务，提供市场行情及操作指南。

 地方政务服务平台：各省能源局及电网公司公布本地备案指南、可开放容量预警及补贴清算细则，部分地区开通光伏服务热线。

分布式光伏发电已进入规范化发展的新阶段，《管理办法》及问答版的发布，为行业提供了清晰的操作指南。投资者需精准把握项目分类、模式选择、备案流程等核心要点，充分利用过渡期政策和绿证等市场化工具，在合规前提下实现收益最大化。

我司作为专业投融资咨询机构，已经参与落地多个光伏项目，拥有多个光伏建设项目投融资落地经验，未来将持续助力各地方政府和国有企业推动项目落地，助力地方经济高质量发展！

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