10月，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）》，就分布式光伏的管理给出了大方向。从时间进度来看，该版正式文件将于2024年底印发，这也将进一步重塑分布式光伏市场的开发投资格局。
从政策导向来看，未来分布式光伏的管理，从此前的规模管理转向电量管理，不同项目的管理方式以电量能否上网作为区分基准。
实际上，尽管“十四五”尚未结束，但近四年分布式光伏的新增总和已达263.6GW，是“十三五”此前历年之和的3.5倍，快速增长的分布式光伏对电网的调峰、消纳压力形成了巨大的冲击，而最新的分布式光伏管理政策中要求的工商业不再全额上网、6MW以上大型工商业必须全部自用等导向均与促进消纳相关。
事实上，国家主管部门对分布式管理政策的修改只提供了大方向的锚点，最终的实施细则仍取决于地方政府基于本省光伏装机、电力负荷以及电网承载情能力的实际情况提出更细致的具体要求。
例如，6MW以下的工商业光伏只能选择自发自用、余电上网模式，但具体的自用比例却并未明确规定，可以是10%也可以是90%，实际上下限仍需各地主管部门依据省内情况给出精确边界。
以河南省为例，在今年5月印发的《关于组织报送源网荷储一体化项目的预通知》中明确，整村开发作为分布式光伏应用的重点之一，其规模往往较大，但在该政策框架内仍能选择自发自用、余电上网模式，但其自用比例不得低于50%。
另外，在市场普遍关注的分布式光伏参与市场化交易方面，征求意见稿也明确指出，“各地结合分布式光伏发电发展情况、电力市场建设进展等制定相应的配套政策。”
目前各地尚未出台政策要求分布式光伏进入电力市场交易，但广东、浙江、江苏等地已经发文明确，各地分布式光伏可以通过聚合交易等形式参与绿电交易，部分项目也在绿电交易中获得了相应溢价。
但未来，分布式光伏如何进入现货市场交易，交易比例、交易方式等仍需各省出台具体的细则，方可执行。总体来看，在电力需求越旺盛的省份，现货交易的开始可能会越慢，电力供需矛盾较深、新能源装机占比较高、开展现货试点较快的区域将会是推动分布式光伏进入现货交易较快的地区。
因此，未来分布式光伏的发展导向，仍将以各省市结合实际情况制定的细则为主。但无论是出于并网模式的变化还是未来参与电力市场化的收益风险，消纳已经成为主导项目落地的关键因素，而以长三角、珠三角为代表的经济发达区域，其用电负荷高、电价水平好，即便政策变更，但仍是投资商长期看好的分布式光伏热门区域。
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