10月10日，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，面向行业征求关于分布式光伏的定义、分类以及上网模式等问题的意见。从征求意见稿的规划可以看出，国家对于分布式光伏的高质量发展提出了新的要求，行业监管重点正从规模管理转向电量管理，其目的是进一步促进分布式光伏项目的自发自用和就地消纳。
10月30日，国家发改委等部门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，明确提出“稳妥有序推动分布式新能源发电参与市场化交易，促进分布式新能源就近消纳”。这意味着，分布式光伏即将正式“入市”，参与电力市场交易。
随着可再生能源在我国能源结构中占比不断提升，分布式光伏发电作为重要组成部分，正面临着新的发展机遇与挑战。中国分布式光伏正在迅速规模化发展，装机容量的持续扩大、各省分布式入市的全面启动、分时电价的进一步落实，分布式光伏发展正在面临来自政策、市场、电力系统等多方面的变化和挑战。
分布式光伏迎来爆发式增长
近年来，在政策支持和技术进步的双重驱动下，我国分布式光伏呈现爆发式增长态势。数据显示，2020年至2023年，全国新增分布式光伏装机分别为1,552万千瓦、2,928万千瓦、5,111万千瓦、9,629万千瓦，几乎每年都接近翻番。截至2024年6月底，全国分布式光伏累计装机达到3.1亿千瓦，占光伏总装机的43.5%。分布式光伏无论是从装机支撑，还是电量贡献上，都已成为我国能源结构中的重要角色。
然而，分布式光伏的快速发展也给电力系统带来了新的挑战。中国能源研究会分布式能源专委会主任段洁仪指出：“分布式光伏的波动性、随机性不以人的意志为转移,带来了电力电网运行安全性的问题、分布式能源消纳的问题。”
在此背景下，2022年1月，国家发改委、能源局就明确提出，2030年将建成全国统一电力市场，新能源全面参与市场交易。2023年11月，两部门再次强调推动分布式新能源上网电量参与市场。分布式光伏参与电力市场交易，承担相应市场责任，已成为中国发展新能源的必然选择。
“入市”后收益或将暴跌
分布式光伏"入市"后，最直接的影响将体现在收益端。
过去，分布式光伏上网部分电量由电网企业全额收购，电价执行燃煤标杆电价。而参与市场后，电价将变为市场化电价，这导致收益反而大幅下降。
据业内人士透露，目前光伏在电力市场中的度电价格基本在0.1元/度-0.2元/度之间，不及原来标杆电价的一半。以山东为例，过去电网保障性收购的燃煤标杆电价为0.3949元/度，而参与市场后，电价可能降至0.2元/度左右。
此外，随着光伏发电量的增加，电力市场中出现了中午电价低谷的现象。
强化“自发自用”，开展多元化商业模式
面对收益下降的挑战，分布式光伏项目如何保持经济性？
首先，分布式光伏项目必须强化“自发自用”。“自发自用”的重要性，建议把新能源不确定性带来的威胁分布到千家万户去解决，而不是集中由电网企业解决。
其次，探索多元化商业模式成为分布式光伏“入市”后的破局关键。根据中国宏观经济研究院能源研究所的研究员时璟丽的测算结果显示，以中东部地区为例，在光伏组件价格0.8元/瓦，光伏项目利用小时数1,100小时的情况下:
不配备储能：度电收益需达到约0.26元/度才能盈亏平衡
配备50%装机容量、2小时时长储能：度电收益需求约0.32元/度
配备50%装机容量、4小时时长储能：度电收益需求约0.37元/度
显然，度电成本与上网价格不匹配，单纯依靠售电收入已难以支撑项目经济性，而配备了储能后的收益水平都远高于当前0.1 - 0.2元/度的市场电价水平。根据时璟丽的测算，在中东部地区，分布式光伏要达到盈亏平衡，度电收益需达到约0.26-0.37元/度，取决于是否配备储能。分布式光伏的多元化商业模式包括：
1.配置储能提升价值：通过配置储能系统，分布式光伏可以实现削峰填谷，提高电能的时间价值，同时获得容量价值。
2.参与虚拟电厂：将分散的分布式光伏聚合成虚拟电厂，可以更好地参与电力市场交易，提供调峰调频等辅助服务。
3.发展微电网：在局部区域内构建微电网，实现源网荷储一体化，提高能源利用效率和系统稳定性。
4.开发绿色环境属性：虽然目前绿证价格较低，但随着碳中和目标的推进，未来绿色电力的价值有望提升。
5.探索“光伏+”模式：如光伏+充电桩、光伏+制氢等，拓展分布式光伏的应用场景和价值空间。
于此同时，分布式多元化商业模式也对电站业主、电站运营者提出了新的问题。主要问题包括人力成本高昂、故障响应不及时、运维标准难统一和数据管理复杂。应对这些挑战需要采用智能化技术、建立专业运维服务体系、探索虚拟电厂模式等创新方案。
政策支持与体制创新并举
面对收益下降的挑战，行业需要积极探索新的商业模式，提升系统价值。为保障分布式光伏“入市”后的健康发展，业界人士和相关专家提出了以下建议：
1.明确新老政策边界：对存量项目延续保障性收购，新增项目部分或全部电量参与市场，实现平稳过渡。
2.推广合约交易模式：开发企业可以通过竞价签订长期购电协议(PPA)，与用电企业达成长期购电协议，从而锁定未来一段时间内的发电收入。形成的偏差资金由一定电网区域内全部工商业分摊，从而降低市场风险。
3.完善电力市场机制：建立更加灵活的电力交易机制，如日前市场、实时市场等，为分布式光伏提供多元化参与途径。
4.强化配电网建设：加强配电网智能化改造，提高对分布式能源的接纳和调控能力。
5.探索县级供电体制改革：打造以电网控股、地方平台以及相关利益方参股的平台，实现源网荷储、多能互补的一体化发展。
同时，政府也在完善相关政策，为分布式光伏的市场化发展创造良好环境。例如，江苏省和陕西省等多省份要求新建或存量分布式光伏项目参与电网调峰，并对不具备调峰功能的项目进行技术改造。这些政策不仅有助于提高新能源消纳能力，还能推动分布式光伏项目更加灵活地适应市场需求。
只有政策引导与市场创新并举，才能推动分布式光伏在新的发展阶段实现高质量、可持续发展，为我国实现"双碳"目标贡献更大力量。
在此背景下，今日国际环保机构绿色和平与北京工业大学经济管理学院联合发布报告《中国分布式光伏高质量发展---探讨山东和江苏的先锋作用 》，通过实地调研、案例分析结合书面材料等方式，报告总结了中国具有代表性的两种分布式光伏发展模式，即以“户用为主-整村开发-集中汇流-全额上网”为特征的“山东模式”和以“工商业为主”的“自发自用，余电上网的”为特征的“江苏模式”。
通过对两种典型分布式发展模式的分析，总结当前中国分布式光伏发展面临的共性问题和个性特征，为未来分布式光伏的规模化、高质量发展提出建议进而更好地助力中国电力行业乃至全社会“双碳”目标的实现。
增强配电网灵活性、完善储能机制推进山东分布式光伏发展
聚焦山东，报告总结目前影响山东分布式光伏高质量发展的四大核心挑战。第一，“整村开发”模式下，政策目标和省内分布式光伏发展的实际情况未完全匹配。第二，农村分布式光伏应用场景单一，并网消纳问题长期突出。第三，配建储能机制不健全，利用率低且经济性待提高。第四，分布式光伏“入市”前景不明，影响企业投资意愿。
应对以上挑战，报告梳理出山东未来分布式发展的三个重点任务。首先，山东将持续发挥分布式光伏助力乡村能源转型与乡村振兴的“模范作用”。其次，充分发挥新型储能助力山东分布式光伏的系统消纳和平衡作用，尤其注重在负荷侧及网侧配置储能以实现与分布式光伏发展的协同作用。最后，进一步提高配电网对分布式的承载力和电网的灵活性。
以智能微电网和虚拟电厂建设助力江苏分布式光伏
聚焦江苏，报告认为，当前江苏省分布式发展面临三个主要挑战。第一，江苏的工商业分布式光伏规模化发展受到消纳压力、成本上涨、屋顶光伏产权法律归属不清、分时电价中的谷段用电量大涨等一系列因素带来的项目收益风险，这或将在未来制约工商业分布式的规模化发展。用电量不断上涨，用电发电渠道“拥挤”，光伏发电的预期收入大幅下降。第二，“整村开发”模式有待探索，户用光伏潜力尚未充分挖掘。第三，分布式光伏市场化交易带来更多不确定性。
在此基础上，报告总结出江苏分布式发展的三个主要任务，第一，江苏需要确立更加雄心的分布式光伏发展目标，尤其需要探索行之有效的户用光伏规模化开发模式，以最大化利用现有工商业和户用的屋顶资源，促进分布式光伏装机规模的进一步发展。第二，未雨绸缪加快配电网升级改造，逐步探索“风光打捆”送电模式。第三，园区智能微电网和虚拟电厂共同助力“源网荷储一体化”建设。
绿色和平气候与能源资深项目主任高雨禾表示：“山东省和江苏省应在推动中国分布式光伏高质量发展中发挥先锋作用，通过创新开发更多应用场景来提升本地消纳能力。我们相信，山东和江苏在推动分布式光伏高质量发展中的经验和路径，将为其他地区，尤其是东部高能耗省份提供宝贵借鉴。以分布式光伏为载体，加速电力行业的脱碳进程，从而助力中国在2025年前实现电力行业的碳达峰。”
分布式光伏是推进农村能源革命的重要抓手
尽管分布式光伏的发展面临短期和长期来自市场和政策的众多挑战，但是报告强调，发展分布式光伏已经成为推进农村能源革命的重要抓手。报告指出，分布式光伏在乡村振兴中发挥了关键作用，通过政策支持和创新开发模式，山东和江苏成功示范了如何将分布式光伏转变为乡村经济发展的驱动引擎。光伏不但改善了乡村的能源结构，而且成为了农村经济的重要组成部分。
通过整村推进和工商业屋顶开发，光伏项目为当地创造了新的经济增长点和就业机会，提高了生活质量和环保标准，助力美丽乡村建设。未来，随着技术的进步和市场机制的完善，分布式光伏将在促进乡村可持续发展和推动农村能源革命的道路上发挥更广泛和深远的影响。
在此基础上，针对以山东和江苏为代表的中国分布式光伏高质量发展，报告给出如下建议——首先，它强调加强电网基础设施的升级改造，以应对分布式光伏并网带来的消纳挑战，建议各地启动专项配电网规划，扩大可接入容量，与社会资本协同，以确保持久的消纳能力。其次，建议深化电力体制改革，创建支持分布式光伏商业模式创新的市场环境，完善市场化交易机制，鼓励创新模式如绿电交易与多能互补项目的发展。
报告还呼吁加快新型储能技术整合，通过集中汇流与台区云储能等模式，在电源测、网侧和用户侧提升系统消纳能力。最后，报告指出，应推动光伏与储能、新能源汽车等产业的协同增效，以此扩展农村地区的应用场景，通过“光储充”一体化等举措，加速乡村能源革命，切实推动乡村振兴，创造县域经济绿色增长新动力。
光伏产业“反内卷”进行时：困境与挑战
当前，我国经济稳步复苏，内需和外贸展现较强韧性。作为全球最大的能源消费国，我国对清洁能源需求持续增加，良好的经济形势与政策环境为光伏产业蓬勃发展提供了稳定的市场基础与创新动力。国家能源局统计数据显示，2024年上半年，全国光伏新增并网1.02亿千瓦，同比增长31%。截至6月底，全国光伏发电装机容量达到7.13亿千瓦，同比增长52%。然而，随着光伏企业竞争进入新阶段，行业“内卷”现象逐渐加剧。今年10月14日，中国光伏行业协会组织召开专题座谈会，讨论如何防止行业内卷化的恶性竞争，16家核心企业围绕“强化行业自律、推动市场优胜劣汰、畅通落后产能退出渠道”等议题进行了深入讨论。面对低价竞争、供需失衡、技术同质化以及市场风险加大等困境，我国光伏产业“反内卷”刻不容缓。
一、光伏产业进入平价时代
伴随着全球应对气候变化行动深入，我国光伏产业迅速发展，产业规模和技术水平已跃居世界前列，并在全球能源转型中发挥了重要作用。然而，随着国内光伏行业进入成熟阶段，一系列困境与挑战也逐渐显现，亟待解决。
成本竞争加剧，市场供需失衡日益显著。过去几年，大量企业涌入光伏赛道，而市场需求增长未能与产能扩张相匹配，供大于求市场环境下，为争取市场份额，一些企业不惜压低价格。再叠加资金紧张、库存积压等压力，价格战不断升级。尽管短期内可以提升市场占有率，但长期来看，低价竞争削弱了企业在研发和技术创新上的投入，影响了行业的整体盈利能力和可持续发展，致使市场生态面临巨大挑战。技术路线分歧，关键技术创新有待突破。近两年来，光伏产业发展面临技术路线的分歧与选择困境。传统PERC（钝化发射极与背面接触）技术仍在广泛应用，然而新兴技术如HJT（异质结电池）和钙钛矿电池正逐步进入市场。尽管这些新技术具有更高的光电转换效率，但尚未完全实现成本上的优势。此外，光伏发电的波动性问题仍是行业发展的瓶颈之一，而储能技术发展不及预期，直接影响了光伏发电的平稳性和市场竞争力。
国际贸易壁垒，全球市场开拓风险增大。美国、部分欧洲国家，以及印度等亚洲国家，一直通过反倾销调查、基本关税等贸易政策限制中国光伏进口，降低对中国光伏产品的需求。虽然我国企业积极开拓中东、非洲和拉丁美洲等新兴市场，但这些新兴市场的成熟度和需求规模与欧美相比仍有较大差距。此外，部分新兴市场的政治与经济环境存在不确定性，也在一定程度上增加了企业的经营风险。
二、光伏产业高质量发展对策与建议
面对愈演愈烈的竞争局面，我国光伏产业发展该如何“破局”更加明确——企业要聚焦技术创新、深化战略合作、开拓国际市场，在政策引导下推动产业升级，实现可持续的长远发展。
政策引领产业升级，系统优化产能配置，助力缓解供需失衡。今年以来，一系列利好光伏产业的政策陆续发布，明确支持行业向高效、绿色、可持续方向发展。如今年7月，工业和信息化部公布修订后的《光伏制造行业规范条件（2024年本）》（征求意见稿），提出引导光伏企业减少单纯扩大产能的光伏制造项目，加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本。10月，国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，为分布式光伏发电的开发建设提供完整、系统的管理框架，以促进其高质量发展。在积极的政策环境下，我国光伏领军企业间要进一步加强战略合作，全力提升产业发展稳定性。
市场主体积极参与，注入创新核心动能，加速产业转型升级。我国光伏领军企业要积极参与技术创新，在钙钛矿电池等先进技术领域持续加大研发力度，尽快突破新一代高效电池技术创新瓶颈。HJT和钙钛矿等技术的快速发展大幅提高光伏发电效率，也将大力提升企业利润与竞争力。同时，要继续深化与储能、数字化等技术的融合发展，使之成为行业发展新的增长点。
加强国内市场细分，大力拓展国际市场，深化产业全球布局。我国光伏企业要进一步开拓光伏产业细分市场和应用场景，积极推动建筑光伏一体化（BIPV），持续提升农村地区光伏普及率，为我国扩大能源绿色消费比例提供更多支撑。另一方面，我国光伏企业应积极开拓和布局中东、非洲、拉丁美洲等新兴市场，减少对单一市场的依赖，进一步扩大国际市场份额。在国际市场上，要强化品牌建设，提升本地化服务水平，提升我国光伏产品的全球竞争力。
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