2025.10山東省新型電力系統(tǒng)系列研究分布式光伏高質量發(fā)展版權說明版權歸北京大學能源研究院、自然資源保護協(xié)會（NRDC）所有，轉載或引用請注明來源。對報告如有建議或疑問,請聯(lián)系dwu@。項目單位及研究人員北京大學能源研究院：吳迪、俞露稼、汪若宇、王可珂、康俊杰、楊雷自然資源保護協(xié)會：冷茜、賈璨北京大學能源研究院是北京大學下屬獨立科研實體機構。研究院以國家能源發(fā)展戰(zhàn)略需求為導向，立足能源領域全局及國際前沿，利用北京大學學科門類齊全的優(yōu)勢，聚焦制約我國能源行業(yè)發(fā)展的重大戰(zhàn)略和科技問題，按照“需求導向、學促進能源清潔轉型，開展專業(yè)及公眾教育，致力于打造國際水平的能源智庫和能源科技研發(fā)推廣平臺。自然資源保護協(xié)會（NRDC）是一家國際公益環(huán)保組織，成立于1970年。NRDC擁有700多名員工，以科學、法律、政策方面的專家為主力。NRDC自上個世紀九十年代中起在中國開展環(huán)保工作，中國項目現(xiàn)有成員40多名。NRDC主要通過開展政策研究，介紹和展示最佳實踐，以及提供專業(yè)支持等方式，促進中國的綠色發(fā)展、循環(huán)發(fā)展和低碳發(fā)展。NRDC在北京市公安局注冊并設立北京代表處，業(yè)務主管部門為國家林業(yè)和草原局。所使用的方正字體由方正電子免費公益授權封面圖片：分布式光伏｜圖源：吳迪目錄 執(zhí)行摘要 1第一章 山東省分布式光伏行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀 3第二章 山東省分布式光伏行業(yè)開發(fā)模式分析 5上網(wǎng)模式 5商業(yè)模式 5開發(fā)形式 7分布式光伏各類開發(fā)模式面臨的挑戰(zhàn) 8第三章 山東省分布式光伏參與電力市場情況分析 11分布式光伏“入市”現(xiàn)狀 11分布式光伏“入市”面臨的挑戰(zhàn) 12第四章 山東省分布式光伏“入市”經(jīng)濟性分析 16“136號文”對分布式光伏上網(wǎng)電價收益的影響 16分布式光伏經(jīng)濟性影響的敏感性分析 16新政下增量分布式光伏的投資經(jīng)濟性分析 19第五章 國外分布式光伏發(fā)展和消納的經(jīng)驗 235.1美國 235.2德國 265.3澳大利亞 285.4總結 30第六章 山東省分布式光伏高質量發(fā)展的建議 32分類施策，持續(xù)優(yōu)化機制電價 32進一步完善電力市場建設 33增強自我消納能力，推動源網(wǎng)荷協(xié)同發(fā)展 33完善機制保障，推動新模式新業(yè)態(tài)規(guī)模化發(fā)展 34提升分布式光伏并網(wǎng)技術性能，構建健全的技術標準與監(jiān)管體系 35警惕和防范行業(yè)“惡性內(nèi)卷” 36推動新能源企業(yè)更好地融入電力市場 36參考文獻 38執(zhí)行摘要在“雙碳”目標和新型電力系統(tǒng)建設的背景下，近年來我國分布式光伏實現(xiàn)了快速發(fā)展。截至2025年6月底，全國光伏累計裝機容量已達到109,851萬千瓦，其中分布式光伏裝機49,256萬千瓦，占比44.8%。僅2025年上半年，全國新增光伏裝機容量就達到21,161萬千瓦，其中分布式光伏新增裝機11,281萬千瓦，占比53.3%。無論在新增裝機還是累計裝機中，分布式光伏均已占據(jù)“半壁江山”，成為推動我國能源轉型的重要力量。然而，隨著裝機規(guī)模和發(fā)電量的持續(xù)攀升，分布式光伏高質量發(fā)展也面臨一系列挑戰(zhàn)。主要問題包括自發(fā)自用比例偏低、電網(wǎng)接入難度較大；市場化參與程度不足、資源配置效率有限；監(jiān)測與調(diào)控能力薄弱，影響電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行；以及項目開發(fā)建設和管理機制不完善，影響行業(yè)的規(guī)范化發(fā)展等。在這一背景下，國家有關部門于2025年相繼出臺《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設管理辦法》和《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（即“136號文”），為全國范圍內(nèi)分布式光伏及新能源高質量發(fā)展提供了頂層制度框架和政策引導?！豆芾磙k法》強調(diào)分布式光伏要回歸“就近發(fā)電、就地使用”的發(fā)展初衷，實現(xiàn)“可觀、可測、可調(diào)、可控”；而“136號文”則著眼于完善新能源價格形成機制，推動新能源更深度參與電力市場交易，建立促進可持續(xù)發(fā)展的市場化電價體系。山東省是全國光伏裝機容量最大的省份。截至2025年6月底，全省光伏累計裝機容量已突破9,100萬千瓦，穩(wěn)居全國首位。其中，分布式光伏裝機容量接近6,000萬千瓦，占比近三分之二，其在快速發(fā)展的同時也面臨著更加突出的消納與管理等挑戰(zhàn)。作為全國分布式光伏發(fā)展的重點地區(qū)，山東省積極響應國家政策部署，持續(xù)完善制度體系，探索高質量發(fā)展的路徑。2025年6月，山東省印發(fā)《山東省分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設管理實施細則》，對分布式光伏的自用比例、電力市場參與方式、備案條件及相關費用承擔等內(nèi)容作出了細致規(guī)定。同年8月，山東省又相繼出臺了《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》和《山東省新能源機制電價競價實施細則》，對機制電價、機制電量、競價方式、競價上下限及申報比例等關鍵環(huán)節(jié)進行了進一步細化。這些政策的相繼出臺，標志著山東省分布式光伏從“規(guī)模擴張”階段邁向“市場化、高質量發(fā)展”的新階段。分布式光伏在山東省的高質量發(fā)展，不僅有助于優(yōu)化能源結構、降低對傳統(tǒng)化石能源的依賴并減少碳排放，還能提升終端用戶能源自給能力，有效降低用能成本。同時，其發(fā)展還將帶動相關產(chǎn)業(yè)鏈，創(chuàng)造新的經(jīng)濟增長點，促進就業(yè)，助力鄉(xiāng)村振興。因此，深入研究山東省分布式光伏高質量發(fā)展的開發(fā)模式與市場機制，具有重要的現(xiàn)實意義。本報告梳理了山東省分布式光伏的開發(fā)模式及市場參與情況，識別出其面臨的主要挑戰(zhàn)；在“入市”背景下，報告對分布式光伏的經(jīng)濟性進行了系統(tǒng)分析，并借鑒國外在發(fā)展與消納分布式光伏方面的經(jīng)驗，提出了推動山東省分布式光伏高質量發(fā)展的建議。報告認為，未來，山東省亟需進一步強化政策協(xié)同，推動分布式光伏行業(yè)率先實現(xiàn)由“規(guī)模擴張”向“高質量消納”的轉變，為全國能源轉型和新型電力系統(tǒng)建設提供有益借鑒。第一章山東省分布式光伏行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀近年來，山東新能源持續(xù)快速發(fā)展，裝機規(guī)模穩(wěn)健增長，電源結構清潔化轉型迅速。2024年10月，山東省新能源和可再生能源發(fā)電累計裝機歷史性超過煤電，躍升為全省第一大電源。截至2024年底，山東省電力總裝機達到23,229萬千瓦，其中火電裝機12,122萬千瓦，占比52.18%；光伏裝機7,613萬千瓦，占比32.77%；風電裝機2,669萬千瓦，占比11.49%；核電裝機418萬千瓦，占比1.8%；水電裝機407萬千瓦，占比1.75%。山東省目前是全國光伏裝機最大的省份，且分布式光伏的發(fā)展占據(jù)主導地位。截至2024年底，山東省分布式光伏裝機約5,021萬千瓦，占全省光伏總裝機比重的66%（見圖1-1）。在2021年國家能源局制定分布式光伏整縣推進政策之后，山東省戶用光伏裝機實現(xiàn)大規(guī)模發(fā)展，2022年一度占到全省總裝機的70%。近年來，受全額上網(wǎng)模式下戶用光伏消納困難，以及部分戶用光伏以企業(yè)名義備案等因素影響，工商業(yè)光伏新增裝機量超過戶用光伏。2024年全年，山東省工商業(yè)光伏新增裝機達到716萬千瓦，戶用光伏僅為206萬千瓦。整體來看，山東省分布式光伏裝機結構正由戶用為主逐步向工商業(yè)主導轉變。截至2025年6月底，山東省光伏總裝機容量已達到9,118萬千瓦，其中分布式光伏裝機容量為5,929萬千瓦。工商業(yè)分布式光伏總裝機已超過3,000萬千瓦（見圖1-2），實現(xiàn)了對戶用光伏的反超。9000萬千瓦占比100009000萬千瓦占比10000800080007000700060006000500050004000400030003000200020001000100000202020212022202320242025H1分布式1467.462334.43020.24098.85020.65929.1集中式805.021008.971249.71593.72592.93189.3圖1-12020-2025年山東省光伏裝機情況（萬千瓦）100%資料來源：國家能源局100%90%90%80%80%70%70%60%60%50%50%40%40%30%30%20%20%10%10%0%0%202020212022202320242025H1工商業(yè)553.26963.28861538.12255.73050.9戶用914.21371.22134.22560.72764.92878.2圖1-22020-2025年山東省分布式光伏裝機情況（萬千瓦）資料來源：國家能源局第二章山東省分布式光伏行業(yè)開發(fā)模式分析上網(wǎng)模式山東省的分布式光伏發(fā)電的上網(wǎng)模式包括全額上網(wǎng)、自發(fā)自用余電上網(wǎng)和全部自用。在全額上網(wǎng)模式下，分布式光伏所發(fā)電量全部接入電網(wǎng)，由電網(wǎng)企業(yè)按照當?shù)氐墓夥暇W(wǎng)電價進行統(tǒng)一收購。該模式適用于光照資源良好、屋頂或土地資源充足，但本地用電負荷較低、電力消納能力有限的地區(qū)。由于居民側用電負荷普遍較小，加之當前電網(wǎng)企業(yè)無法代繳電費，導致投資方普遍擔心用戶違約風險，因而更傾向于選擇營收穩(wěn)定性更高的全額上網(wǎng)模式。目前，山東省大部分分布式光伏采用全額上網(wǎng)模式，全額上網(wǎng)的裝機容量約占全省分布式光伏裝機總量的75%。自發(fā)自用、余電上網(wǎng)模式也是當前山東省應用較為廣泛的上網(wǎng)模式，尤其是工商業(yè)領域。該模式下，光伏電量優(yōu)先供用戶自身使用，剩余部分再并入電網(wǎng)銷售。對于工商業(yè)企業(yè)而言，這種模式不僅能有效降低用電成本，還能通過余電上網(wǎng)獲得額外收益，提高投資回報率。目前，山東省自發(fā)自用、余電上網(wǎng)模式的裝機容量約占總量的20%。全部自用模式則是指分布式光伏所發(fā)電量全部由用戶自行消納，不與電網(wǎng)發(fā)生電量交換。該模式適用于用電負荷大且穩(wěn)定、對供電連續(xù)性要求較高的用戶，如大型數(shù)據(jù)中心、高能耗企業(yè)等。在山東省，這一模式的適用范圍較小，主要集中在具備獨立能源管理能力的用戶群體中。目前，該模式的裝機容量占比不足5%。商業(yè)模式分布式光伏的商業(yè)模式日益多元，主要包括業(yè)主自持模式、運營商持有模式（第三方持有）、建造-轉讓模式（BT模式）、融資租賃模式等。這些模式與光伏項目的上網(wǎng)模式相互結合，構成了多樣化的應用場景，并帶來各具特色的經(jīng)濟收益路徑。每種商業(yè)模式都有其獨特的特點及相應的優(yōu)勢與劣勢。業(yè)主自持模式下，投資者自主擁有光伏資產(chǎn)，收益穩(wěn)定且可享政策激勵，但業(yè)主初始投資壓力較大；運營商持有模式（第三方持有）能夠降低業(yè)主的前期投入和運維負擔，但收益分配相對受限；建造—轉讓模式（BT模式）適合資金有限但有意愿轉型的企業(yè)，但若業(yè)主經(jīng)營波動，開發(fā)商電費回收存在風險；融資租賃模式則通過金融杠桿降低投資門檻，便于推廣，但融資成本和合同約束需謹慎管理。不同商業(yè)模式的特點、優(yōu)勢和劣勢具體見表2-1。表2-1分布式光伏不同商業(yè)模式的比較模式核心特點優(yōu)勢劣勢業(yè)主自持業(yè)主自投自建，自主運營長期電力成本節(jié)省收益全部歸業(yè)主所有投資回報率較高用戶（工商業(yè)、醫(yī)院、學校等）力高運維需專業(yè)技術支持波動影響大運營商持有第三方投資建設并運享收益享受綠電節(jié)省電費責，效率高運營商可通過PPA穩(wěn)定現(xiàn)金流周期長合作期長（10–25年），依賴雙方關系穩(wěn)定運營商資金需求大電量上網(wǎng)存在不確定性建造轉讓開發(fā)商投資建設，投運后整體轉讓或在N年后移交業(yè)主力，降低門檻開發(fā)商快速回籠資金有保障愿轉型的企業(yè)電費或分期款費回收存在風險中，抗風險能力弱現(xiàn)糾紛融資租賃金，期滿后電站歸屬用戶降低資本門檻力收益發(fā)、降低設備成本違約可能清晰項目收益險責任開發(fā)形式除了單體項目開發(fā)之外，“十四五”期間，山東省還通過整縣推進方式開發(fā)分布式光伏。同時，源網(wǎng)荷儲一體化、綠電直連、臺區(qū)配儲、集中匯流等新型開發(fā)形式在全省廣泛涌現(xiàn)，正逐步成為推動分布式光伏高質量發(fā)展的重要探索方向。不同開發(fā)形式的特點、優(yōu)勢和劣勢具體見表2-2。表2-2分布式光伏不同開發(fā)形式的比較模式核心特點優(yōu)勢劣勢整縣推進央企主導，集中規(guī)劃屋頂資源，企業(yè)統(tǒng)一開發(fā)建設網(wǎng)成本推進效率與鄉(xiāng)村振興能力難度大足，消納受限運維分散，效率低為瓶頸源網(wǎng)荷儲一體化在一個區(qū)域內(nèi)協(xié)調(diào)源（光伏）、網(wǎng)（電網(wǎng)）、荷（負荷）（儲能），實現(xiàn)綜合能源優(yōu)化增強新能源消納能力統(tǒng)穩(wěn)定性助服務市場效率期長需多方協(xié)調(diào)（負荷主體、儲能企業(yè)）機制尚不成熟綠電直連源，不直接接入公共電網(wǎng)力和輸電損耗品牌形象關系涉及發(fā)電側、用戶側、電網(wǎng)側多方協(xié)劃分復雜市場機制落實臺區(qū)配儲在配電臺區(qū)側配置儲運行供電可靠性規(guī)模推廣投資回收期長電價機制電網(wǎng)公司支持集中匯流將多個分布式光伏項目接入集中逆變與并網(wǎng)點，統(tǒng)一消納與管理降低并網(wǎng)接入成本效率資產(chǎn)管理接入矛盾網(wǎng)條件電量消納可能受限求高集中分布式光伏各類開發(fā)模式面臨的挑戰(zhàn)自發(fā)自用比例低集中開發(fā)全額上網(wǎng)模式在一定程度上偏離了分布式能源發(fā)展的初衷。分布式能源的核心理念是“就地生產(chǎn)、就地消納”，強調(diào)利用本地資源為本地負荷服務，減少遠距離輸電帶來的損耗，提高電能利用效率和系統(tǒng)韌性，同時增強能源系統(tǒng)的分布性與靈活性。然而，當前部分分布式光伏項目，特別是在光照資源較好但負荷密度較低的區(qū)域，逐漸演變?yōu)椤凹谢_發(fā)、統(tǒng)一上網(wǎng)”的模式，即將本應就地消納、自發(fā)自用的光伏電量，通過中壓甚至高壓線路長距離送往負荷中心。這種做法不但造成了線路負荷上升、電網(wǎng)運行壓力加大，還違背了“源隨荷動、源荷互動”的系統(tǒng)協(xié)同理念。這種模式的出現(xiàn)，一方面源于地方政府為完成年度可再生能源建設目標和指標考核，傾向于追求裝機規(guī)模的“量”之增長；另一方面，投資企業(yè)出于對電費回收風險的擔憂，更傾向選擇“全額上網(wǎng)”模式。例如，在山東省個別縣域，分布式光伏在園區(qū)或工業(yè)用地上集中布設，裝機容量動輒數(shù)十兆瓦，實際運行中并不直接供本地負荷使用，而是全部送出至主網(wǎng)。此外，集中開發(fā)的全額上網(wǎng)項目在設計之初往往未考慮儲能配置或負荷調(diào)節(jié)機制，一旦出現(xiàn)高峰并網(wǎng)時段與本地用電低谷錯配的問題，將加劇棄光風險，并限制后續(xù)增量項目的接入空間，從而影響區(qū)域內(nèi)分布式光伏的健康發(fā)展。源網(wǎng)荷發(fā)展協(xié)同不足當前，源網(wǎng)荷儲一體化發(fā)展的協(xié)同水平仍存在較大不足，尤其在分布式光伏快速擴張背景下，這一問題愈發(fā)突出。由于分布式光伏項目在空間布局上呈現(xiàn)分散化特征，其建設地點往往具有較強的不確定性，項目落地往往依賴于屋頂資源可用性、企業(yè)參與意愿及政策激勵等多重因素，導致難以提前精準預測項目的建設區(qū)域、并網(wǎng)規(guī)模及并網(wǎng)時序。這種不確定性給電網(wǎng)規(guī)劃和運行管理帶來極大挑戰(zhàn)。與此同時，伴隨新型儲能、充電樁等分布式負荷設備的大量接入，傳統(tǒng)配電系統(tǒng)“負荷中心導向”的發(fā)用平衡模式正在發(fā)生根本性轉變，電力流動趨于雙向化，電壓波動、潮流反轉等現(xiàn)象頻繁出現(xiàn)。尤其在工業(yè)園區(qū)、城鄉(xiāng)結合部等地，分布式光伏與負荷增長并不同步，易出現(xiàn)“源在人少處、荷在人多處”的空間錯配；在時間維度上，光伏發(fā)電出力曲線高峰集中于中午，而居民和工業(yè)負荷高峰多出現(xiàn)在早晚，出力曲線與用電曲線錯位，進一步加劇電網(wǎng)調(diào)節(jié)難度。例如，山東省低壓分布式光伏戶均裝機達22千瓦，而農(nóng)村戶均用電負荷僅為1.09千瓦，分布式光伏裝機規(guī)模遠超用電負荷。在這種情況下，傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)規(guī)劃方法面臨較大沖擊，原有的負荷預測模型、電力供需平衡思路、變（配）電設備容量選型邏輯等邊界條件已不再適用。此外，現(xiàn)階段“源-網(wǎng)-荷”仍多頭分離管理，缺乏統(tǒng)一的協(xié)同規(guī)劃機制，電源發(fā)展規(guī)劃、電網(wǎng)接入條件和用戶用能行為之間存在顯著脫節(jié)，導致部分區(qū)域出現(xiàn)電源冗余、消納受限或接入排隊等問題。配電網(wǎng)管理模式不適應現(xiàn)有配電網(wǎng)的管理模式難以適應分布式能源，特別是分布式光伏的快速發(fā)展需求。傳統(tǒng)配電網(wǎng)的規(guī)劃與運行設計以“單向供電、集中控制”為核心邏輯，主要服務于大型集中式電源向用戶端輸送電力的模式。這種架構在電源出力穩(wěn)定、負荷可預測的條件下運行良好。隨著大量分布式光伏以分散、小規(guī)模、間歇性接入的方式涌入配電網(wǎng)，系統(tǒng)運行特性發(fā)生深刻變化，傳統(tǒng)的配電網(wǎng)管理理念和手段面臨嚴峻挑戰(zhàn)。分布式光伏的大量接入帶來了電壓波動、頻繁反送電、功率潮流不穩(wěn)定等問題。以往主要靠定值控制和被動保護手段來維持的電網(wǎng)穩(wěn)定性，已難以應對日益復雜的運行環(huán)境。例如，中午時段光伏發(fā)電高峰，部分低壓臺區(qū)因發(fā)電大于用電而出現(xiàn)反向潮流，導致臺區(qū)電壓升高甚至越限，影響用電設備正常運行，嚴重時還會觸發(fā)保護動作，影響供電連續(xù)性。然而，目前大多數(shù)地區(qū)的配電網(wǎng)在技術和設備層面普遍存在實時監(jiān)測能力弱、自動化水平低、信息化程度不足等問題，難以及時感知和響應分布式電源的動態(tài)變化。一些關鍵運行參數(shù)如電壓、頻率、潮流、功率因數(shù)等，在分布式電源接入后未能得到有效監(jiān)測。同時，調(diào)度體系多以110千伏及以上電網(wǎng)為主，對10千伏及以下配電網(wǎng)的調(diào)度能力相對薄弱，缺乏面向低壓配網(wǎng)層級的分布式能源精準控制和協(xié)同優(yōu)化機制。此外，配電網(wǎng)管理體制長期以來偏向“輸網(wǎng)優(yōu)先、配網(wǎng)次之”的傳統(tǒng)路徑依賴，智能化改造和投資傾斜相對不足，導致“最后一公里”電網(wǎng)成為分布式能源發(fā)展的瓶頸。尤其是在城中村、城鄉(xiāng)結合部、園區(qū)等光伏發(fā)展活躍區(qū)域，部分低壓臺區(qū)尚未實現(xiàn)自動化監(jiān)控，面對突發(fā)性發(fā)電波動和負荷擾動時響應能力不足，難以支撐大規(guī)模分布式光伏安全、經(jīng)濟、友好地接入和運行。分布式光伏數(shù)據(jù)管理機制薄弱當前分布式光伏運行數(shù)據(jù)的管理機制缺乏統(tǒng)一性。項目業(yè)主、電站運維單位、電網(wǎng)公司以及第三方平臺分別保存運行信息，但數(shù)據(jù)格式不統(tǒng)一、接口標準缺失，導致跨平臺共享困難，形成明顯的信息壁壘。這種割裂狀況不僅妨礙了行業(yè)整體運行效率的提升，也使政策制定者難以獲得完整、可靠的數(shù)據(jù)支撐，進而影響補貼發(fā)放、電價機制改革、碳交易核算等關鍵工作。更為重要的是，隨著分布式光伏逐步從“邊緣補充”走向“市場主體”，其數(shù)據(jù)應用場景迅速擴展——包括電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場、綠色電力證書以及碳市場等多元化交易機制。對數(shù)據(jù)的完整性、真實性、可追溯性和合規(guī)性要求顯著提高。然而，現(xiàn)有的數(shù)據(jù)管理體系難以滿足這一趨勢，在標準化建設、實時監(jiān)測、數(shù)據(jù)安全與隱私保護等方面均存在短板。若不能及時建立統(tǒng)一、權威、透明的數(shù)據(jù)治理體系，不僅將制約分布式光伏高質量發(fā)展，也可能影響電力市場和碳市場的健康運行。商譽和資源配套等問題成為影響業(yè)務的關鍵因素商譽作為企業(yè)在長期經(jīng)營中積累的聲譽與信用，在分布式光伏業(yè)務中具有關鍵作用。我國民營企業(yè)平均壽命僅約3年，而光伏資產(chǎn)壽命普遍在20~25年，在此背景下，商譽成為影響企業(yè)能否長期存續(xù)與發(fā)展的核心因素。對于運營商持有模式而言，商譽是促成合作的基石。高商譽的運營商更易與業(yè)主達成長期協(xié)議，快速整合屋頂資源，實現(xiàn)規(guī)?；_發(fā)；相反，商譽不足的企業(yè)則可能因信任缺失陷入博弈，錯失優(yōu)質項目，甚至面臨資金回收困難與經(jīng)營風險。在建造—轉讓模式下，商譽決定了投資公司與業(yè)主間對項目質量、轉讓價格及付款進度的信任程度。良好的商譽有助于業(yè)主獲得優(yōu)質資產(chǎn)并降低前期投入，同時保障投資公司利潤和資金回籠，實現(xiàn)工商業(yè)光伏市場的良性循環(huán)。若商譽不足，雙方則可能對項目進度與質量存疑，導致轉讓款延遲或合作破裂，從而加大投資公司成本回收壓力。在資源配套費方面，隨著分布式光伏的發(fā)展的逐步深入，各級政府對此的管理也日趨加強和規(guī)范，伴隨著整縣推進等模式的推廣，政府部門收取的資源配套費作為項目實施中的直接成本因素，對分布式光伏商業(yè)模式影響占比越來越高。資源配套費過高會增加企業(yè)成本，尤其對中小企業(yè)形成資金壁壘，延緩項目進程。第三章山東省分布式光伏參與電力市場情況分析分布式光伏“入市”現(xiàn)狀山東省分布式光伏的電價政策經(jīng)歷了多次調(diào)整。早期，分布式光伏項目享受國家和省級的補貼政策，電價相對較高。例如，2013-2015年，納入國家年度指導規(guī)模的分布式發(fā)電項目，所發(fā)全部電量在國家規(guī)定的每度0.42元補貼標準基礎上，省級再給予每度0.05元的電價補貼，每度電總補貼達到0.47元。隨著光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展和成本的降低，補貼政策逐漸退坡。2021年新建工商業(yè)分布式項目實現(xiàn)平價上網(wǎng)，新建戶用項目補貼0.03元/千瓦時，2022年戶用光伏補貼也正式退出。在2024年底前，所有分布式光伏項目上網(wǎng)電價執(zhí)行省內(nèi)燃煤標桿電價，為0.3949元/千瓦時，除個別試點項目外，無其他額外補貼。為加快推動新能源參與電力市場，2025年8月，山東省出臺了《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》和《山東省新能源機制電價競價實施細則》。兩份文件指出，2025年6月1日前投產(chǎn)的存量新能源項目全電量參與市場交易后,機制電價水平按國家政策上限執(zhí)行，統(tǒng)一明確為每千瓦時0.3949元（含稅），單個項目機制電量上限原則上與現(xiàn)行具有保障性質的相關電量規(guī)模政策相銜接，執(zhí)行期限按照全生命周期合理利用小時數(shù)剩余小時數(shù)與投產(chǎn)滿20年較早者執(zhí)行。2025年6月1日起投產(chǎn)的增量新能源項目，由省發(fā)展改革委會同有關單位明確機制電量規(guī)模、執(zhí)行期限，通過價格競爭方式確定機制電價水平。組織競價時，設置申報充足率下限和競價上下限，引導新能源企業(yè)充分競爭，降低全社會用能成本；按申報價格從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定。2025年競價工作原則上于8月份組織，競價申報充足率不低于125%。自2026年起競價工作原則上于前一年10月份組織，并根據(jù)新能源發(fā)展狀況，適當優(yōu)化調(diào)整申報充足率。各地不得將配置儲能作為新建項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等前置條件。與此同時，文件強調(diào)源網(wǎng)荷儲、綠電直連等新能源就近消納項目的風電、光伏發(fā)電，以及2025年6月18日（含）以后投產(chǎn)的一般工商業(yè)光伏、2025年6月1日（含）以后投產(chǎn)的大型工商業(yè)分布式光伏等項目，除自發(fā)自用電量以外的上網(wǎng)電量全部參與電力市場交易，不納入機制電價執(zhí)行范圍。符合競價條件的分布式光伏項目可自主參與競價，也可委托競價代理商代理參與。分布式光伏競價代理商每次競價所代理項目總容量應不高于10萬千瓦（項目個數(shù)不作限制）。同一場次中，同一分布式項目只可選擇一家代理商作為其競價代理機構。根據(jù)《關于2025年新能源機制電價競價工作有關事項的通知（魯發(fā)改價格〔2025〕578號）》，山東省2025年6月1日-12月31日投產(chǎn)的光伏的機制電量總規(guī)模為12.94億千瓦時，單個項目的機制電量比例為80%，競價上限為0.35元/千瓦時，下限是0.123元/千瓦時，執(zhí)行期限為10年。2025年9月，山東省發(fā)改委公布了首輪新能源機制電價競價結果：風電入選電量為59.67億千瓦時，出清電價0.319元/千瓦時；光伏入選電量為12.48億千瓦時，出清電價0.225元/千瓦時。其中，風電共有25個項目入選，裝機容量359.11萬千瓦；光伏共有1175個項目入選，裝機容量126.55萬千瓦?！?36號文”政策執(zhí)行后，光伏電站的收入構成發(fā)生了轉變——從保障性收購上網(wǎng)電量收益轉變?yōu)闄C制內(nèi)電量收益+機制外市場化交易收益+機制外電量環(huán)境權益收益。即在機制執(zhí)行期限內(nèi)，分布式光伏電站收益分為機制電量×（市場交易價格+機制電價-市場同類項目加權平均價格）+市場電量×市場交易價格+機制外電量×綠證收益。山東省能源局還于2025年6月下發(fā)了《山東省分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設管理實施細則》，提出一般工商業(yè)、大型工商業(yè)分布式光伏原則上選擇全部自發(fā)自用模式，也可采用自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式。采用自發(fā)自用余電上網(wǎng)的，年自發(fā)自用電量占發(fā)電量的比例不低于50%，上網(wǎng)電量全部參與電力現(xiàn)貨市場。對于年自發(fā)自用電量低于50%的項目，次年該項目在參與電網(wǎng)調(diào)峰時增加調(diào)峰力度。隨著《分布式光伏管理辦法》和“136號文”的相繼出臺，山東省未來的分布式光伏發(fā)展將更加注重“以負荷為核心”的原則。預計主要發(fā)展模式將集中于業(yè)主自持、建造-轉讓、源網(wǎng)荷儲一體化等類型；而運營商持有和全額上網(wǎng)等依賴電價補貼或單一電量交易的模式，預計將出現(xiàn)大幅下降。這一趨勢既體現(xiàn)了政策對分布式光伏自發(fā)自用、就地消納的引導，也反映了市場環(huán)境正逐步從“規(guī)模擴張”轉向“負荷驅動、價值優(yōu)先”的階段。分布式光伏“入市”面臨的挑戰(zhàn)一是參與市場的政策驅動力不足。目前山東省現(xiàn)貨市場結算電價普遍低于當?shù)厝济夯鶞孰妰r，分布式光伏發(fā)電收益顯著受限。造成這一現(xiàn)象的原因之一，是約80%的煤電通過中長期合約鎖定電量和電價，僅有約20%的煤電需在現(xiàn)貨市場中直接與風電、光伏等可再生能源競爭。在這種“中長期合約+現(xiàn)貨市場”并行但脫節(jié)的“雙軌制”安排下，大量煤電通過中長期合約規(guī)避價格波動風險，獲得較穩(wěn)定收益；而新能源則完全受制于市場波動的不確定性，其價格優(yōu)勢難以兌現(xiàn)，收益預期不斷弱化。更重要的是，這種“雙軌制”的機制削弱了市場價格信號的有效性與資源配置效率，使煤電與新能源在現(xiàn)貨市場中陷入零和博弈，形成相互擠壓、惡性競爭的局面。在新能源裝機比例不斷上升的背景下，現(xiàn)貨市場出清價格呈現(xiàn)持續(xù)下行趨勢，新能源收益進一步壓縮，政策激勵效力被削弱。2024年，山東省光伏發(fā)電年均出清價僅為0.169元/千瓦時，遠低于煤電的標桿電價。在2025年第一季度，山東省現(xiàn)貨市場均價僅為0.244元/千瓦時，在2月受春節(jié)放假等因素影響，現(xiàn)貨均價更是低至0.057元/千瓦時。在光伏中午大發(fā)時間段，更是有長達6-7個小時的負電價情況。在這種情況下，項目業(yè)主普遍希望維持保障性收購機制，以獲得穩(wěn)定、可預期的收益回報，對參與電力市場的積極性不足。圖3-12025年3月17日山東省實時市場出清價格資料來源：山東省電力交易中心二是參與市場的機制設計難度大。目前我國電力市場交易機制主要面向集中式電源構建，其設計基礎是大規(guī)模、穩(wěn)定出力的電站資源，對“規(guī)模小、分布散、接入電壓等級低”的分布式光伏項目缺乏針對性和適配性。不同類型的分布式光伏項目在裝機規(guī)模、用戶主體（如自然人、工業(yè)園區(qū)、商業(yè)綜合體等）、技術水平和運行特性上存在顯著差異，導致其“可觀、可測、可調(diào)、可控”的能力參差不齊。在當前以電量為主的市場交易體系中，缺乏一套系統(tǒng)化、分層次的機制來識別、分類和管理這類多樣化的電源形態(tài)。一方面，交易機制在技術層面存在多重挑戰(zhàn)。例如，分布式光伏多接入中低壓配電網(wǎng)，負荷與發(fā)電高度耦合，缺乏獨立的計量、調(diào)度和通信基礎設施，難以實現(xiàn)統(tǒng)一、標準化的電量報送與響應能力評估。此外，現(xiàn)有市場機制未能充分評估和控制分布式電源對電網(wǎng)的逆向潮流、功率波動等影響。另一方面，現(xiàn)有市場參與機制尚未對不同類型的分布式光伏主體做出差異化設計。例如，工業(yè)企業(yè)投資的分布式光伏需具備一定的負荷調(diào)節(jié)能力和市場化交易潛力；而戶用光伏系統(tǒng)則大多規(guī)模極小、缺乏市場參與能力和動力。如果統(tǒng)一適用標準化的入市門檻和交易流程，容易造成小型項目被邊緣化，大型項目缺乏激勵，形成“誰也進不去、也不想進”的局面?！?36號文”的競價規(guī)則也存在對分布式光伏的不適配性。競價規(guī)則主要針對有較長的開發(fā)準備周期，具備明確的建設計劃和發(fā)電預測能力的集中式新能源項目。分布式光伏項目往往是臨時決策、靈活開發(fā)的，沒有明確的招標籌備期，開發(fā)者無法提前半年甚至更早完成報量和報價。此外，現(xiàn)行政策未對集中式與分布式項目、兆瓦級與千瓦級項目加以區(qū)分，而是統(tǒng)一要求報送完整材料參與競價。以一個總裝機容量為50兆瓦的工商業(yè)分布式光伏項目為例，可能布置在約2500個屋頂上，政策要求每一個屋頂都需單獨上傳完整資料，工作量大，給開發(fā)商和EPC企業(yè)帶來了沉重負擔。三是虛擬電廠、源網(wǎng)荷儲一體化等新模式面臨市場機制與體制政策的多重障礙。一方面，虛擬電廠目前尚缺乏來自電力市場價格和輔助服務市場的有效激勵信號，導致整體經(jīng)濟性偏弱。當前投產(chǎn)的虛擬電廠項目大多以試點示范為主，商業(yè)模式尚不清晰，盈利路徑不明確，缺乏可復制、可推廣的可持續(xù)發(fā)展模式。另一方面，源網(wǎng)荷儲一體化項目建設同樣面臨較多政策限制。例如，山東省要求該類項目的電源、電網(wǎng)、負荷和儲能系統(tǒng)必須由同一投資主體控股。這一規(guī)定抬高了項目投資門檻，也限制了多方協(xié)作、專業(yè)分工的空間。在新能源項目和用能負荷項目投資體量大、技術要求高的背景下，要求單一主體完成全鏈條投資和運營，難以調(diào)動不同專業(yè)企業(yè)的積極性與資源稟賦。尤其是在負荷側，具備良好消納能力和靈活響應潛力的多為冶金、化工等傳統(tǒng)高耗能行業(yè)。這些企業(yè)通常缺乏建設和運營電源、儲能設施的能力及動力，難以單獨完成源網(wǎng)荷儲一體化項目的開發(fā)。此外，源網(wǎng)荷儲一體化項目還涉及與現(xiàn)有電網(wǎng)調(diào)度與利益格局的重構問題。一些項目在局部形成微電網(wǎng)，在提升本地能源自足能力和運行韌性的同時，也可能對現(xiàn)行電網(wǎng)調(diào)度機制、輸配電成本回收體系乃至傳統(tǒng)電網(wǎng)企業(yè)的收益結構構成沖擊。因此，電網(wǎng)企業(yè)對相關項目持謹慎甚至保守態(tài)度，進一步加劇了項目實施過程中的制度摩擦和博弈成本。四是電力市場的不確定性對企業(yè)投資造成沖擊?！斗植际焦夥l(fā)電開發(fā)建設管理辦法》及“136號文”的出臺，在積極推動分布式光伏規(guī)范化發(fā)展的同時，也對原有的開發(fā)模式和商業(yè)路徑進行了較大調(diào)整。例如，對于集中與分布式的劃分標準、電量機制安排、項目備案要求、并網(wǎng)管理流程等均提出了新的規(guī)范。這些變化使得企業(yè)在投資前期難以準確預判項目是否能順利獲批和實施，增加了項目開發(fā)的不確定性和交易成本。在分布式光伏全面參與電力市場背景下，項目的收益穩(wěn)定性受到諸多不確定因素的影響，收益測算難度大。首先，市場化交易電價呈現(xiàn)區(qū)域性、時段性、主體差異性特征。不同地區(qū)受供需關系、電網(wǎng)結構、電源側結構、電價機制等影響，節(jié)點電價存在顯著差異，導致同類型光伏電站在不同區(qū)域的上網(wǎng)電價和交易收入差距較大，收益波動明顯。此外，分布式光伏項目大多規(guī)模較小，缺乏專業(yè)化交易能力，進入市場需面對交易規(guī)則復雜、電量預測難、結算方式多變等挑戰(zhàn)。一些自然人或小型工商戶投資者更難以獨立應對市場波動，容易造成報價失誤或因響應不及時而導致收益損失。例如，多數(shù)工商業(yè)用戶以自發(fā)自用、余電上網(wǎng)為主要商業(yè)模式，自用比例和發(fā)電量受到實際用電負荷、季節(jié)因素等影響，極難提前精確預測。目前“136號文”要求項目申報明確上網(wǎng)電量并進行報價，與實際運營中的不確定性產(chǎn)生嚴重沖突。第四章山東省分布式光伏“入市”經(jīng)濟性分析“136號文”對分布式光伏上網(wǎng)電價收益的影響“136號文”的出臺主要通過機制電量比例和機制電價水平對光伏上網(wǎng)電價產(chǎn)生影響。以增量項目為例，機制電量的比例為80%，競價上限和下限分別為0.35元/千瓦時和0.123元/千瓦時。假設項目市場交易部分的電價為0.169元/千瓦時（參考2024年山東省光伏發(fā)電年均出清價格），若按競價上限進行計算，項目上網(wǎng)電價的收益為0.3138元/千瓦時；若按競價下限進行計算，項目上網(wǎng)電價收益為0.1322元/千瓦時。增量項目的上網(wǎng)電價收益區(qū)間為0.1322-0.3138元/千瓦時，較此前收益的0.3949元/千瓦時分別下降20.5%~66.5%。由此可見，“136號文”將大幅降低分布式光伏的上網(wǎng)電價收益。目前山東省仍未明確存量項目的機制電價比例，若和增量項目一樣設定為80%，則會對目前已經(jīng)投產(chǎn)的項目的經(jīng)濟性產(chǎn)生較大影響。分布式光伏經(jīng)濟性影響的敏感性分析本報告選取山東省典型工商業(yè)分布式光伏項目，開展“入市”對其經(jīng)濟性影響的敏感性分析。分析將重點考察自發(fā)自用比例變動、光伏上網(wǎng)電價水平以及投資建設成本等因素對項目凈現(xiàn)值（NPV）和內(nèi)部收益率（IRR）等關鍵經(jīng)濟指標的影響，研究對象主要為光伏項目持有者。工商業(yè)分布式光伏項目以目前主流的運營商持有模式展開計算，基本參數(shù)設置如下表：裝機大小5兆瓦長期貸款利率7.5%投資年限20年貸款期限5年利用小時數(shù)1,200小時自本金比例30%建設成本2.5元/瓦所得稅率25%運維費用0.05元/瓦增值稅率13%屋頂租金5元/平方米系統(tǒng)損耗率20%工商業(yè)峰谷加權平均電價1元/千瓦時折扣電價比例70%折現(xiàn)率7%自發(fā)自用比例80%光伏平均上網(wǎng)電價0.3元/千瓦時計算結果顯示，當光伏平均上網(wǎng)電價為0.3元/千瓦時、建設成本為2.5元/瓦、自發(fā)自用比例為80%時，該分布式光伏項目的凈現(xiàn)值（NPV）為6,513,476元，內(nèi)部收益率（IRR）為14.88%。隨著上網(wǎng)電價的逐步下降，項目的凈現(xiàn)值和內(nèi)部收益率均呈下降趨勢。但由于其自發(fā)自用比例較高，即便上網(wǎng)電價下降至0.1元/千瓦時，項目仍能保持較好的經(jīng)濟性。70060050070060050040030020014.5萬元%14萬元%13.51310000.30.2500.150.1元/千瓦時NPV IRR圖4-1當調(diào)整光伏平均上網(wǎng)電價時項目經(jīng)濟性變化情況隨著自發(fā)自用比例的變化，項目的凈現(xiàn)值和內(nèi)部收益率亦會發(fā)生顯著波動。當光伏平均上網(wǎng)電價為0.3元/千瓦時、建設成本為2.5元/瓦，而自發(fā)自用比例下降至30%時，項目即已失去經(jīng)濟性。由此可見，在全面入市背景下，全額上網(wǎng)或僅具備較低自發(fā)自用比例的分布式光伏項目已難以維持經(jīng)濟可行性。1810002018100020161614149008007006005004009008007006005004003002001210萬元%6410021000100%90%0100%90%80%70%60%50%自發(fā)自用比例NPVIRRNPVIRR圖4-2當調(diào)整自發(fā)自用比例時項目經(jīng)濟性變化情況建設成本的變化也會造成項目凈現(xiàn)值和內(nèi)部收益率的顯著波動。當光伏平均上網(wǎng)電價為0.3元/千瓦時、自發(fā)自用比例為80%時，若建設成本上升至4.5元/瓦，項目即已失去經(jīng)濟性。由此可見，相較于存量項目，建設成本更低的新建項目具備更強的抗風險能力。252025201010900800700600500400900800700600500400300200100022.533.5415萬元%0元/千瓦時NPVIRRNPVIRR圖4-3當調(diào)整建設成本時項目經(jīng)濟性變化情況由上述測算結果可見，平均上網(wǎng)電價、自發(fā)自用比例以及建設成本的變化，對分布式光伏項目整體經(jīng)濟性均產(chǎn)生顯著影響。尤其是在分布式光伏逐步納入電力市場、上網(wǎng)電價日益市場化的背景下，自發(fā)自用比例對項目收益的作用更加凸顯。對于能夠實現(xiàn)較高自發(fā)自用水平的企業(yè)而言，即使上網(wǎng)電價有所下降，項目仍具備較強的經(jīng)濟可行性。同時，隨著建設成本的持續(xù)下降，單位造價更低的新建項目相較于既有項目展現(xiàn)出更突出的經(jīng)濟性優(yōu)勢。目前，全額上網(wǎng)仍是多數(shù)分布式光伏項目的主流模式。但隨著上網(wǎng)電價的持續(xù)下調(diào)，若繼續(xù)沿用這一傳統(tǒng)模式，其經(jīng)濟性將面臨嚴峻沖擊，依賴全額上網(wǎng)的項目很可能失去投資吸引力。因此，未來分布式光伏的發(fā)展亟需加快向“自發(fā)自用為主、余電上網(wǎng)為輔”的模式轉型，以順應電力市場化趨勢并保持穩(wěn)定的收益水平。新政下增量分布式光伏的投資經(jīng)濟性分析在“136號文”政策出臺后，預計以運營商持有為主的商業(yè)模式在市場中的占比將逐步下降，而由終端業(yè)主自主投資的模式將逐漸成為主流。本節(jié)將聚焦于業(yè)主自投模式，選擇商業(yè)用電和工業(yè)用電兩種模式，對其經(jīng)濟性進行深入分析。模擬分析將結合山東省2025年分時電價政策、山東省光伏出力曲線及業(yè)主用電負荷特征，基于8,760小時的逐時數(shù)據(jù)開展精細化建模，探索在不同負荷特征下實現(xiàn)業(yè)主收益最大化的最優(yōu)投資方案。商業(yè)用電業(yè)主用電情況：業(yè)主為普通商業(yè)用戶，日均用電負荷為2,426.45千瓦時，最大小時負荷為422.09千瓦，平均小時負荷為101.1千瓦。整體來看，業(yè)主白天用電規(guī)模明顯大于夜間，夏季用電規(guī)模亦高于冬季。其小時級用電特征如下：下網(wǎng)電價采用2025年1月國網(wǎng)山東公司公布的分時電價政策；光伏上網(wǎng)電價則參考2024年山東省光伏發(fā)電年均出清價格及2025年全省首次競價結果所形成的機制電價，設定為0.20元/千瓦時。光伏投資成本、運維成本、折現(xiàn)率和系統(tǒng)損耗率等參數(shù)與前一小節(jié)保持一致。在業(yè)主自投模式下，不考慮銀行貸款及稅費因素。優(yōu)化模型中同時納入儲能配置情景，儲能投資成本取1.2元/瓦時，壽命設定為循環(huán)次數(shù)10,000次。經(jīng)優(yōu)化分析結果表明，在配置297千瓦分布式光伏與475千瓦時電化學儲能的條件下，業(yè)主可實現(xiàn)效益最大化。此時，項目凈現(xiàn)值為246,244元，內(nèi)部收益率為9.4%，靜態(tài)投資回收期約為10.1年，動態(tài)投資回收期約為14.23年。分布式光伏自發(fā)自用率高達99.5%，基本實現(xiàn)全額自我消納，光伏發(fā)電量占業(yè)主總用電量的47.1%。在不配置儲能的情況下，業(yè)主在加裝387千瓦分布式光伏時可實現(xiàn)效益最大化。此時，項目凈現(xiàn)值為43,426元，內(nèi)部收益率為7.5%，靜態(tài)投資回收期約為10.67年，動態(tài)投資回收期約為19.4年。分布式光伏自發(fā)自用率約為90%，光伏發(fā)電量占業(yè)主總用電量的比例達到56.1%。下圖展示了業(yè)主在效益最大化情景下儲能系統(tǒng)的運行情況：工業(yè)用電業(yè)主用電情況：業(yè)主為普通工業(yè)用戶，日均用電負荷約為24,000千瓦時，最大小時負荷為1,833.2千瓦，平均小時負荷為1,000千瓦。整體來看，業(yè)主在不同時間段及不同季節(jié)的用電負荷基本保持穩(wěn)定，未呈現(xiàn)顯著差異特征。其小時級用電情況如下：下網(wǎng)電價、光伏上網(wǎng)電價等參數(shù)設置與工業(yè)用電分析保持一致。經(jīng)優(yōu)化分析結果顯示，業(yè)主在配置3,672千瓦時電化學儲能的情況下可實現(xiàn)效益最大化，項目凈現(xiàn)值為437,704元，內(nèi)部收益率為8.5%，靜態(tài)投資回收期約為5.08年，動態(tài)投資回收期約為12.77年。在配置20.3千瓦分布式光伏和3,008千瓦時電化學儲能的情況下，業(yè)主亦可獲得較高效益，項目凈現(xiàn)值為396,269元，內(nèi)部收益率為8.8%，靜態(tài)投資回收期約為5.06年，動態(tài)投資回收期約為12.59年。此時，分布式光伏自發(fā)自用率達到100%，基本實現(xiàn)全額自我消納，但光伏發(fā)電量占總自用電量的比例僅為0.34%。若不配置儲能，僅安裝分布式光伏的情況下，項目經(jīng)濟性不足，難以實現(xiàn)投資回報。下圖展示了業(yè)主在效益最大化情景下儲能系統(tǒng)的運行情況：由上述分析可見，盡管“136號文”實施后光伏上網(wǎng)電價有所下調(diào)，但由于山東省工商業(yè)電價水平較高且分時電價機制較為完善，業(yè)主仍可根據(jù)自身用電負荷情況投資分布式光伏或儲能項目，實現(xiàn)較好的經(jīng)濟性。項目主要收益來源于顯著降低的用電成本及峰谷電價套利。然而，項目的經(jīng)濟性在很大程度上受業(yè)主用電負荷特征、分時電價政策等多重因素影響，傳統(tǒng)忽視負荷特征與電價差異的投資模型已難以有效適用。第五章國外分布式光伏發(fā)展和消納的經(jīng)驗美國由于美國各個州的政策支持和激勵措施、太陽能資源分布、終端電價水平等因素的不同，美國光伏的發(fā)展呈現(xiàn)出地區(qū)不均衡現(xiàn)象。加利福尼亞州是全美唯一一個分布式光伏裝機超過千萬千瓦的州，總裝機約占美國總分布式光伏裝機比重的34%。本節(jié)將以加州為例，分析其分布式光伏發(fā)展和消納的相關經(jīng)驗。18,00016,00014,00012,00010,0008,00018,00016,00014,00012,00010,0008,0006,0004,0002,0000MW 圖5-12024年美國分布式光伏裝機排名前10的州資料來源：InstituteforLocalSelf-Reliance加州作為美國分布式光伏發(fā)展最快的地區(qū)，其凈計量政策（NetEnergyMetering,NEM）的實施發(fā)揮了關鍵作用。但隨著分布式光伏裝機規(guī)模的逐漸擴大、用戶結構的變化，以及電網(wǎng)成本和公平性等問題的凸顯，加州對凈計量政策進行了多輪改革，形成了NEM1.0、2.0和3.0三個階段，以更好地適應分布式光伏的發(fā)展形勢。加州于1996年正式推出NEM1.0，即允許安裝分布式光伏的用戶在系統(tǒng)發(fā)電量超過自身需求時，可將剩余電力送回電網(wǎng)，并以零售電價獲得電費抵扣。此外，用戶每月的凈用電量可累計，年末進行結算。若全年發(fā)電多于用電，用戶將以批發(fā)電價結算的方式獲得一定的回購補償。同時，用戶需要繳納“不可規(guī)避費用”（Non-BypassableCharges,NBCs）。NBCs一般在2~3美分/千瓦時之間，主要支持加州電力系統(tǒng)中一系列公共政策項目，比如對低收入用戶的補貼、能源效率項目、可再生能源激勵機制，以及核電設施退役等。這些費用反映了用戶作為電網(wǎng)整體一部分應承擔的社會責任，不能被自發(fā)電量抵消。NEM1.0還規(guī)定用戶分布式光伏裝機容量不得超過用戶年用電需求（即電力公司通常參考用戶過去12個月的用電記錄，來核定該用戶系統(tǒng)的最大允許容量），且最大不能超過1兆瓦。NEM1.0大幅提升了居民和商業(yè)用戶投資光伏系統(tǒng)的經(jīng)濟性，為加州分布式光伏市場的快速起飛提供了政策保障。在NEM1.0實施的20年間，加州光伏系統(tǒng)裝機容量迅速增長，成為美國分布式光伏發(fā)展最快的州。然而，隨著安裝用戶不斷增加，這一政策也暴露出越來越多的問題。最主要的爭議在于電價“交叉補貼”，即安裝光伏系統(tǒng)的用戶通過自發(fā)自用減少了輸電費用的支付，而這些成本被轉嫁到了未安裝光伏的普通用戶頭上。此外，NEM1.0按零售電價補貼上網(wǎng)電量，并未反映電力系統(tǒng)的真實邊際成本，也沒有考慮用戶用電的時間差異（如白天光伏過剩、傍晚用電緊張）。為了解決這些問題，加州于2016年制定并推動實施了NEM2.0政策。NEM2.0在保留了基礎凈計量機制的同時，對費用結構和電價機制做出一系列調(diào)整。一是所有新接入系統(tǒng)必須采用分時電價機制，用戶在不同時間段賣電和用電的價格不同，鼓勵用戶在系統(tǒng)負荷較低時使用電力，從而改善電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力。二是NEM2.0引入了并網(wǎng)費（InterconnectionFee），為94至145美元不等，以反映電網(wǎng)建設和備用成本。三是改變了“不可規(guī)避費用”（Non-BypassableCharges,NBCs）的結算方式。NEM1.0根據(jù)凈電力（進口-出口）采用年度結算，而NEM2.0仍采用年度結算，但結算尺度更為細致。這種精細化調(diào)整使費用計算更及時準確，反映用戶實時用電成本，避免年度累計計算可能帶來的偏差，激勵用戶在每個計量間隔內(nèi)合理管控能源使用，促進能源精細化管理。此外，NEM2.0還取消了1兆瓦的裝機上限，這一調(diào)整為大型用戶提供了更大的靈活性，支持更大規(guī)模的可再生能源系統(tǒng)接入。隨著分布式光伏的逐漸增大，加州凈負荷曲線從“鴨子曲線”逐漸過渡到“峽谷曲線”，對電力系統(tǒng)的靈活調(diào)節(jié)能力構成了較大挑戰(zhàn)。此外，隨著光伏發(fā)電成本的不斷下降，分布式光伏用戶享受著高于實際成本的經(jīng)濟回報，加劇了電價轉嫁和系統(tǒng)成本分擔不均的問題。在此背景下NEM3.0于2022年12月通過，并于2023年4月正式實施，旨在更加合理地反映分布式發(fā)電對電力系統(tǒng)的真實價值。NEM3.0最核心的變化在于徹底改變了分布式光伏余量上網(wǎng)的電價計算方式。相較于NEM2.0按照零售電價進行補貼，NEM3.0采用了“避免成本（AvoidedCost）”定價模式，即按照分布式光伏電力對系統(tǒng)帶來的實際價值給予回報。“避免成本”的計算根據(jù)電力公司在其他地方購買清潔能源所節(jié)省的成本，量化一天中不同時間輸出到電網(wǎng)的電力價值。這一電價較零售電價降低約20%~40%，這使得分布式光伏用戶“賣電賺錢”的空間大幅縮小，更有動力選擇自發(fā)自用。此外，NEM3.0政策大力鼓勵儲能系統(tǒng)的安裝與使用。對于安裝光伏+儲能系統(tǒng)的用戶，將電力儲存后在電網(wǎng)需求高峰期（如傍晚）送電，可獲得更高的補償電價。同時，政策對并網(wǎng)費和凈計量結算方式進行了調(diào)整：并網(wǎng)費改為根據(jù)所有電力進口結算，而非此前的凈電力結算；凈計量改為每月結算，而非原先的年度結算。此外，NEM3.0還提高了用戶分布式光伏的最大裝機規(guī)模限制，可達到用戶用電需求的1.5倍。加州通過NEM政策的不斷調(diào)整和優(yōu)化，不僅促進了分布式光伏的快速增長，而且逐步建立起更加公平、市場化方向演進的電價機制，有效支撐了加州能源結構向清潔、分布式方向轉型的戰(zhàn)略目標。表5-1加州NEM1.0、2.0和3.0的主要區(qū)別NEM1.0NEM2.0NEM3.0符合條件的電價收取方式任意分時電價分時電價月凈電價抵扣方式零售電價零售電價“避免成本”年凈電力結算方式批發(fā)電價批發(fā)電價批發(fā)電價“不可規(guī)避費用”年度凈電力消費（下網(wǎng)-上網(wǎng)）計量間隔內(nèi)的凈電力消費（居民用戶為1小時，非居民用戶為15分鐘）下網(wǎng)電量并網(wǎng)費無94~145美元94~145美元計費和結算周期年度計費，年度結算年度計費，年度結算月度計費；年度結算NEM1.0NEM2.0NEM3.0安裝規(guī)模限制用戶年度用電負荷，有少量例外；上限為1兆瓦用戶年度用電負荷，有少量例外用戶年度用電負50%資料來源：CaliforniaPublicUtilitiesCommission德國截止2024年底，德國光伏總裝機約8,200萬千瓦，年發(fā)電量約710億千瓦時，約占總發(fā)電量比重的15%。分布式光伏裝機占據(jù)主導地位，約占全部光伏裝機比重的三分之二。近年來德國不斷優(yōu)化光伏上網(wǎng)電價機制，并強化對分布式光伏的管理體系，以更好的促進能源轉型的同時，減少對電力系統(tǒng)的沖擊。早期，德國通過固定上網(wǎng)電價補貼激勵可再生能源的發(fā)展，但隨著可再生能源成本的不斷下降和補貼規(guī)模不斷上升帶來的財政壓力，德國逐步引入退坡機制，根據(jù)裝機增長速度定期下調(diào)新建項目的上網(wǎng)電價。自2017年起，德國全面采用招標競價方式，通過市場競爭確定上網(wǎng)電價。2017年后，所有裝機容量750千瓦以上的光伏和風電項目都必須參與招標和市場化交易。這些項目通過市場直接售電，獲得市場電價。如果市場電價低于中標價格，政府會通過“市場溢價”的形式補貼差額；如果市場電價高于中標價格，項目則直接獲得更高的收入，且不需返還超額收益。德國要求可再生能源項目直接參與電力市場，促使其根據(jù)市場價格信號靈活發(fā)電，有效提升了可再生能源的消納能力和市場適應性。此外，招標機制和“市場溢價”的補貼形式引導可再生能源布局更加合理，避免了區(qū)域性過度集中接入導致的電網(wǎng)擁堵問題，增強了電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和供應保障能力。由于德國終端電價較高，用戶有強烈的意愿安裝分布式光伏項目實現(xiàn)自發(fā)自用，以減少從大電網(wǎng)購買昂貴電力。目前，屋頂光伏新增裝機已達到德國光伏總新增裝機的70%。為了促進電力清潔轉型，同時彌補煤電機組逐步退出帶來的電量缺口，德國近年來積極鼓勵更多的分布式光伏項目接入電網(wǎng)，而不是僅僅局限于自發(fā)自用。根據(jù)德國《可再生能源法案2021》（Erneuerbare-Energien-Gesetz2021,EEG2021）的規(guī)定，容量在300千瓦到750千瓦之間的光伏項目，如采用自發(fā)自用，最多只有一半發(fā)電量可享受上網(wǎng)電價補貼。《可再生能源法案2023》（EEG2023）進一步提高了可再生能源上網(wǎng)電價補貼，旨在鼓勵采用自發(fā)自用模式的分布式光伏項目將更多電量上網(wǎng)，同時對全額上網(wǎng)項目提供額外補貼。表5-2EEG2023下750千瓦及以下光伏項目的上網(wǎng)電價補貼項目容量(kW)基準(€2/kWh)基礎上網(wǎng)電價較EEG2021增加(€-2/kWh)全額上網(wǎng)補貼(€-2/kWh)總計上網(wǎng)電價(€-2/kWh)(0,10]8.61.674.813.4(10,40]7.50.653.811.3(40,100]6.20.845.111.3(100,300]6.20.843.29.4(300,750]6.20.846.2隨著德國可再生能源發(fā)電占比的不斷提高，批發(fā)市場出現(xiàn)負電價的次數(shù)也逐漸增多。全年負電價的總小時數(shù)從2015年的125小時增加到2024年的450小時。為了應對這一變化，德國在EEG2021中將負電價時段不再獲得補貼收益的時間要求從連續(xù)出現(xiàn)6小時后縮短至連續(xù)出現(xiàn)4小時后。2025年的《太陽能峰值法案》進一步減少了負電價時段的光伏并網(wǎng)補貼，并加強了對100千瓦及以下光伏項目的智能監(jiān)控和管理能力。根據(jù)法案要求，在電力市場出現(xiàn)負電價時，新建的光伏電站（大于2千瓦）將不再獲得上網(wǎng)電價補貼。盡管負電價時段的補貼被取消，但為彌補運營商在這些時段的收入損失，補貼期限將相應延長。具體延長期限將根據(jù)負電價時段的累計時長確定。存量光伏系統(tǒng)的運營商可以自愿選擇遵守新規(guī)。如果選擇在負電價時段放棄并網(wǎng)補貼，將可額外獲得0.6歐分/千瓦時的補償。此外，裝機容量7千瓦以上的光伏項目被強制要求安裝智能電表與控制裝置，對于未安裝智能電表與控制裝置的100千瓦及以下的新光伏項目，其并網(wǎng)功率需限制在額定功率的60%。2千瓦及以內(nèi)的插電式系統(tǒng)（同時逆變器額定功率不超過800伏安）和配置儲能的光伏項目不受上網(wǎng)功率限制的影響。德國此舉旨在激勵光伏發(fā)電商更加注重市場信號，減少光伏項目過度發(fā)電對電網(wǎng)的沖擊。安裝智能電表和控制裝置，一方面便于光伏運營商實時監(jiān)測和記錄光伏系統(tǒng)的發(fā)電量、自用情況以及與電網(wǎng)的互動，從而實現(xiàn)更加精確地管理電力的生產(chǎn)和消費；另一方面則增強電網(wǎng)運營商對光伏系統(tǒng)的控制能力，以更好地調(diào)節(jié)電力供需平衡，應對電力系統(tǒng)中的波動。澳大利亞澳大利亞擁有得天獨厚的太陽能資源，是全球最適合發(fā)展光伏發(fā)電的國家之一。近年來，光伏裝機容量持續(xù)快速增長，已成為該國電力結構中增長最快的能源類型。截至2024年底，澳大利亞光伏總裝機容量約為3,800萬千瓦，年發(fā)電量約達500億千瓦時，占全國總發(fā)電量的17.8%。其中，分布式光伏發(fā)展尤為突出，裝機總量約占全國光伏裝機容量的三分之二。分布式光伏之所以在澳大利亞占據(jù)主導地位，主要得益于國家及各州層面的政策扶持與財政激勵，包括上網(wǎng)電價政策、低息貸款、安裝補貼等多種支持手段。此外，居民和工商業(yè)用戶電價相對較高，激發(fā)了用戶通過自發(fā)自用降低用電成本的積極性。在各州中，南澳大利亞州光伏滲透率全國領先，光伏發(fā)電量占全社會用電量的約30%，其中分布式光伏貢獻率高達23%。本節(jié)將以南澳大利亞州為例，介紹其分布式光伏的發(fā)展經(jīng)驗。5040302050403020100%圖5-2澳大利亞各州擁有光伏系統(tǒng)的住宅比例（截至2025年6月底）資料來源：AustralianPVInstitute隨著分布式光伏滲透率的不斷提升，為了應對電力系統(tǒng)在安全性、穩(wěn)定性和經(jīng)濟性方面面臨多重挑戰(zhàn)，南澳大利亞州正不斷優(yōu)化光伏上網(wǎng)電價政策，并積極推動虛擬電廠與儲能系統(tǒng)的發(fā)展。為促進分布式光伏的早期部署，南澳州政府于2008年推出了“分銷商上網(wǎng)電價”（DistributorFeed-inTariff,D-FiT）計劃。在2008年7月1日至2011年9月30日期間安裝的分布式光伏系統(tǒng)，享有每千瓦時44澳分的固定補貼，該補貼將持續(xù)至2028年6月30日，前提是系統(tǒng)未進行升級或擴容。如果是在2010年9月1日至2011年9月30日期間安裝的系統(tǒng)，則每日獲得的上網(wǎng)電價補貼最高上網(wǎng)電量為45千瓦時。這一高額補貼政策顯著推動了光伏系統(tǒng)的快速普及。隨著光伏裝機容量的增加，南澳州政府于2011年10月1日至2013年9月30日期間，將新安裝系統(tǒng)的D-FiT補貼降至每千瓦時16澳分，該補貼于2016年9月30日結束。自2013年10月1日起，新安裝的光伏系統(tǒng)不再享有政府固定補貼，而是依賴電力零售商提供的“零售商上網(wǎng)電價”（RetailerFeed-inTariff,R-FiT）。R-FiT的具體金額由各零售商根據(jù)市場情況設定，通常在每千瓦時5至10澳分之間，用戶需與零售商協(xié)商確認具體費率。此外，隨著南澳大利亞州分布式光伏裝機快速增長，在光照強烈、用電需求較低的中午時段，電網(wǎng)出現(xiàn)了“大量反送電”的問題，導致局部電壓升高、電力系統(tǒng)調(diào)度困難，甚至引發(fā)系統(tǒng)穩(wěn)定性風險。為了避免一刀切限制用戶的發(fā)電輸出，南澳大利亞州政府設計了一種更加靈活和智能的方案——動態(tài)光伏上網(wǎng)機制（DynamicExports）。動態(tài)光伏上網(wǎng)機制允許配電網(wǎng)絡運營商根據(jù)實時電網(wǎng)運行狀況（如電壓、電流、負荷），自動調(diào)整用戶的光伏上網(wǎng)功率限值。具體來說在電網(wǎng)負荷低、光伏出力高的時段，上網(wǎng)功率限制會降低；而在電網(wǎng)可承受較多注入電力時，用戶可將更多電力反饋至電網(wǎng)。這一機制通過與智能逆變器、遠程通信接口和實時控制系統(tǒng)配合運行，使分布式光伏更具“系統(tǒng)友好性”。南澳大利亞州要求在2023年7月之后的新建或改造的分布式光伏項目在動態(tài)出口或者固定出口中二選一。動態(tài)出口允許根據(jù)電網(wǎng)實時容量自動調(diào)整上網(wǎng)功率，最高可達10千瓦（是原先5千瓦上限的兩倍，而固定出口僅允許最高1.5千瓦的固定上網(wǎng)電量）。在南澳大利亞州，虛擬電廠（VPP）的發(fā)展是促進分布式光伏有效消納的關鍵手段之一。VPP通過將成千上萬個安裝了光伏和儲能系統(tǒng)的家庭設備虛擬整合為一個統(tǒng)一的能源資源池，具備集中調(diào)度和參與市場交易的能力。南澳大利亞最具代表性的項目是由州政府與特斯拉及零售EnergyLocal合作實施的“南澳虛擬電廠”（SouthAustralia’sVirtualPowerPlant,SAVPP）。該項目計劃分階段安裝多達5萬套配備太陽能和特斯拉Powerwall電池的系統(tǒng)，覆蓋社會住房與私人住宅，使其具備參與國家電力市場（NEM）進行能量套利、負荷調(diào)節(jié)、頻率響應等功能的能力。通過智能云平臺統(tǒng)一調(diào)度，SAVPP已在多個關鍵時段向電網(wǎng)提供了備用容量與應急響應服務，有效緩解了因分布式光伏高滲透帶來的電網(wǎng)波動問題，同時也為居民帶來了可觀的電費節(jié)省與備用電力保障。SAVPP自2018年啟動以來，已為超過6500戶家庭安裝了太陽能和儲能系統(tǒng)，提供了更實惠、可靠和安全的電力。加入南澳虛擬電廠（SAVPP）為居民帶來多重好處，一是參與家庭享受州內(nèi)最低的電價，比政府設定的標準電價低25%，年均電費可節(jié)省高達551澳元（基于4000kWh年用電量估算）。此外，該電價也低于州政府提供的低收入補貼電價。二是用戶可免費獲得并安裝一臺特斯拉Powerwall家用儲能電池，由Tesla負責維護，無需用戶承擔前期投資。三是Powerwall在斷電時可為家庭供電，增強家庭能源自給能力和用電安全性。四是享受價格透明與保證機制。如果南澳州有一級能源零售商發(fā)布更低價格，Tesla與EnergyLocals承諾會在60天內(nèi)將其電價調(diào)整到相同水平，確保始終為客戶提供最具競爭力的價格。總結隨著分布式光伏在全球的快速發(fā)展，其對傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的挑戰(zhàn)逐漸顯現(xiàn)。在分布式光伏的滲透率已達較高水平的美國加州和澳大利亞南澳大利亞州等地區(qū)，為應對由此帶來的電網(wǎng)運行壓力和成本分攤不公平等問題，這些地區(qū)開始對原有激勵機制進行調(diào)整，重點體現(xiàn)在以下幾個方面：首先，通過降低上網(wǎng)電價補償，引導用戶提高自發(fā)自用比例。以加州為例，2023年實施的NEM3.0實行基于分時電價的動態(tài)補償機制，尤其是在中午光伏高發(fā)時段下調(diào)回購電價，鼓勵用戶配置儲能設備并錯峰使用，從而緩解中午時段光伏發(fā)電過剩帶來的電網(wǎng)沖擊。南澳大利亞州也采取了類似做法，在動態(tài)出口限制機制下，根據(jù)電網(wǎng)實時負荷和局部電壓水平調(diào)整分布式光伏的上網(wǎng)功率，減少對電網(wǎng)的壓力。其次，加強對分布式光伏運行狀態(tài)的監(jiān)測與管理，實現(xiàn)可視化和可調(diào)度化。例如德國加強了對100千瓦及以下光伏項目的智能監(jiān)控和管理能力。南澳大利亞州不僅要求新建分布式光伏具備遠程關斷能力，還推動構建涵蓋中低壓配電網(wǎng)的數(shù)字化調(diào)控平臺，實現(xiàn)對高滲透率區(qū)域分布式光伏的精準感知與動態(tài)控制。與之形成對比的是德國的政策思路。德國政府采取了更為積極的激勵政策，鼓勵分布式光伏發(fā)電“能發(fā)盡發(fā)”。一方面，通過全額上網(wǎng)電價補貼等方式，鼓勵更多的分布式光伏上網(wǎng)，以加快本國能源轉型，彌補煤電逐步退出帶來的電量缺口；另一方面，也引入靈活調(diào)節(jié)機制，如在電力出現(xiàn)負電價的時段降低甚至取消補償，避免分布式電源獲得“超額收益”，同時引導光伏系統(tǒng)更好地匹配電力系統(tǒng)的負荷需求。這種方式在保障系統(tǒng)經(jīng)濟性的同時，也提升了分布式光伏的系統(tǒng)適應能力。此外，分布式光伏市場化參與的探索也在不斷推進。南澳大利亞州加快了聚合商制度的建立和完善，支持將分布式光伏、儲能、電動車等資源打包聚合，通過虛擬電廠（VPP）的形式參與現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和容量市場。這不僅拓展了分布式光伏的盈利路徑，也提升了電力系統(tǒng)的柔性和調(diào)節(jié)能力，實現(xiàn)“以市場促消納”的良性循環(huán)。與此同時，發(fā)達國家普遍較高的終端電價也是分布式光伏自發(fā)自用比例偏高的重要原因。例如，2024年德國居民電價高達0.414歐元/千瓦時，位居歐洲各國之首；加州則擁有美國本土48個州中最高的終端電價，各行業(yè)平均終端電價超過0.3美元/千瓦時。在此背景下，終端用戶具有較強的動力安裝分布式光伏系統(tǒng)，以實現(xiàn)自發(fā)自用，進而降低電費支出?？傮w而言，不同地區(qū)在政策取向上雖有差異，但共同的趨勢是從單一補貼機制走向綜合調(diào)控機制，從被動接入走向主動參與市場，從技術推動走向制度協(xié)同。這些經(jīng)驗對山東省的分布式光伏發(fā)展具有重要借鑒意義，在推進分布式能源高質量發(fā)展的同時，也需統(tǒng)籌考慮系統(tǒng)安全、電價機制、公平分攤和市場化路徑等核心問題。第六章山東省分布式光伏高質量發(fā)展的建議分類施策，持續(xù)優(yōu)化機制電價為推動分布式光伏的高質量發(fā)展，應分類施策、逐步優(yōu)化機制電價安排。在國家對分布式光伏用戶類型劃分的基礎上，山東省可結合本地實踐，按照“新老有別”“工商業(yè)和戶用有別”的基本原則，區(qū)分不同用戶類型及項目投運年份，明確其電價機制與入市路徑，從而推動分布式光伏由保障性收購向市場化交易平穩(wěn)過渡。對于存量項目，建議執(zhí)行保障性機制電價，機制電價標準對標煤電標桿電價，并鼓勵開發(fā)企業(yè)自主逐步降低其機制電量比例，引導其過渡至市場化機制；對于增量項目，建議全面引導其通過多元市場化路徑入市，包括直接接受市場價格、參與電力現(xiàn)貨市場，或與用電企業(yè)簽署電力購買協(xié)議（PPA）。同時，具備聚合能力的項目也可通過虛擬電廠或聚合商模式參與市場交易，但需設定一定準入門檻，以保障系統(tǒng)安全和交易效率。對于非自然人戶用和自然人戶用項目，由于其單體容量小、建設分散、難以獨立直接有效參與電力市場或參與機制電價競價，建議整合分散資源，依托底層物聯(lián)能力將分散的戶用光伏電站聚合，以虛擬電廠方式參與電網(wǎng)調(diào)頻調(diào)峰服務或者電能量交易、綠電交易等。針對分布式光伏競價代理商參與方式，應建立清晰的結算與收益分配機制。代理商代表用戶參與市場交易后，所獲得的收益應按照透明、公平的比例返還給光伏業(yè)主?？商剿鳌盎A電價+市場化溢價分成”的模式，即保障用戶的基本上網(wǎng)電價收益，同時將市場化競價中的超額收益部分與用戶合理分享，以增強用戶參與積極性。此外，政策應要求代理商在信息披露、收益分配、合同規(guī)范方面履行義務，避免出現(xiàn)代理商截留收益、信息不透明等問題。同時，可建立信用評價和黑名單制度，對違規(guī)代理商進行懲戒，保障用戶的合法權益。此外，山東省可參考國際先進經(jīng)驗，當電力市場出現(xiàn)負電價的時段持續(xù)超過設定門檻時，可逐步降低直至取消對分布式電源的補償，防止其獲得“超額收益”，并推動光伏系統(tǒng)向更好適應電力系統(tǒng)負荷特性的方向優(yōu)化。進一步完善電力市場建設一是優(yōu)化現(xiàn)貨市場設計，提升新能源出清價格水平。為緩解現(xiàn)貨市場價格低迷、出清難的問題，應加快改革現(xiàn)有現(xiàn)貨市場規(guī)則，推動建立統(tǒng)一、透明、反映邊際成本的價格形成機制。建議適度提高參與現(xiàn)貨交易的煤電機組比例，逐步縮小“計劃合約電量”覆蓋范圍，使煤電與新能源在現(xiàn)貨市場中實現(xiàn)更公平的競爭?？稍O定“動態(tài)合約釋放比例”，根據(jù)季節(jié)性、電力供需形勢及新能源滲透率，動態(tài)調(diào)整煤電機組需釋放到現(xiàn)貨市場的交易電量，引導形成更加真實的市場供需價格信號。二是進一步放開現(xiàn)貨市場上下限，提升價格信號的有效性。建議山東省在國家統(tǒng)一政策框架下，逐步擴大現(xiàn)貨市場價格浮動區(qū)間，有序放開價格上下限，最終引導形成完全市場化的價格浮動機制。適度放開下限，有助于新能源為主的出清時段（如中午光伏高發(fā)時段）引導靈活性資源吸納多余電量，改善棄光問題；適度放開上限，有助于高峰負荷時段反映真實調(diào)峰價值，為儲能、調(diào)節(jié)性資源提供有效價格信號。三是進一步完善輔助服務市場和容量市場建設。建議保障源網(wǎng)荷儲各個環(huán)節(jié)的靈活性資源在提供調(diào)頻、非旋轉備用和旋轉備用、黑啟動等輔助服務時能按“服務效果”獲得合理的投資回報和激勵，促使其承擔保障高比例新能源接入的情況下電網(wǎng)系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的核心作用。輔助服務市場收益應更多地依靠市場出清來決定，逐步減少人為計算和干預。在容量市場方面，應加快從煤電容量電價機制過渡到容量市場機制，對非化石能源、儲能、需求側資源等可以提供容量價值的資源給予充分認定和補償。四是進一步優(yōu)化分時電價結構，適度拉大峰谷價差，并在條件成熟的地區(qū)積極推動實時電價試點，不斷提升用戶通過自發(fā)自用獲得的經(jīng)濟收益，緩解當前“就地消納”模式在現(xiàn)行價格體系下經(jīng)濟性不足的問題。同時，可探索在地方層面建立分布式電源的就地交易機制，例如開展小范圍電力雙邊交易或依托虛擬電廠的聚合交易，為用戶提供更多市場化選擇，增強自發(fā)自用模式的吸引力和可持續(xù)性。增強自我消納能力，推動源網(wǎng)荷協(xié)同發(fā)展一是推動工商業(yè)用戶配建儲能系統(tǒng)，實現(xiàn)“削峰填谷、就地消納”。山東省工商業(yè)用戶數(shù)量眾多，是推動分布式光伏發(fā)展的重要載體。建議通過完善電價機制、標準規(guī)范等多重政策工具，支持用戶配建儲能設施，提升光伏發(fā)電的自我利用率，以提升經(jīng)濟性和對電價波動的應對能力?？商剿鲗嵤肮鈨σ惑w化”示范項目，推動構建基于用電負荷特性和峰谷價差的最優(yōu)配置模型。鼓勵開發(fā)儲能+光伏+能管平臺的綜合解決方案，實現(xiàn)“發(fā)-儲-用”協(xié)同管理。二是結合農(nóng)村能源革命試點，推動戶用光伏與農(nóng)村清潔能源轉型融合發(fā)展。建議在具備條件的縣域加快農(nóng)村能源革命試點建設，將光伏項目與農(nóng)村建筑節(jié)能改造、熱泵取暖、電炊、電儲能、電動汽車等用能方式統(tǒng)籌推進，構建農(nóng)村“清潔用能+就地發(fā)電”新模式。對農(nóng)村光伏自發(fā)自用的比例較高的農(nóng)戶，可探索給予補貼、綠色信貸等方式支持，增強其投資能力和長期運維信心。三是推動建立覆蓋源網(wǎng)荷儲全鏈條的一體化協(xié)同規(guī)劃機制，在項目開發(fā)初期即納入地方電網(wǎng)規(guī)劃視野，強化電源與負荷、電網(wǎng)間的信息共享與數(shù)據(jù)互通，提升系統(tǒng)整體配置效率。地方政府應聯(lián)合電網(wǎng)企業(yè)、開發(fā)企業(yè)、用能單位，推動編制區(qū)域級源網(wǎng)荷儲一體化發(fā)展規(guī)劃，落實“源隨荷動、源荷互動”的核心原則，共同加強對分布式光伏項目的事中事后監(jiān)管，確保項目實際運行情況與備案模式一致。建議建立健全項目運行信息公開制度，定期披露各地分布式光伏的自用比例、接網(wǎng)方式、負荷匹配等關鍵指標，強化社會監(jiān)督與政策糾偏能力。四是在配電網(wǎng)側加強主動感知能力和負荷預測水平，提升分布式光伏接入后的系統(tǒng)運行適應性。加快部署配電自動化系統(tǒng)，建設具備監(jiān)測、診斷和調(diào)節(jié)能力的智能化臺區(qū)，實現(xiàn)對關鍵運行參數(shù)的實時采集和響應調(diào)節(jié)，為實現(xiàn)多源協(xié)同和多向潮流控制提供技術支撐。同時，應積極推動靈活資源參與配電網(wǎng)調(diào)度運行。鼓勵包括分布式儲能、可調(diào)負荷、電動汽車等在內(nèi)的靈活資源通過聚合平臺、虛擬電廠等形式參與配電層級調(diào)節(jié)，實現(xiàn)局部供需動態(tài)平衡與系統(tǒng)輔助服務功能補充。完善機制保障，推動新模式新業(yè)態(tài)規(guī)?；l(fā)展一是完善價格機制，釋放虛擬電廠靈活性價值。建議加快完善輔助服務市場和現(xiàn)貨市場價格機制，讓虛擬電廠能通過提供調(diào)頻、調(diào)峰、備用等服務獲得合理回報。明確將聚合型虛擬電廠納入調(diào)頻、備用等輔助服務市場交易主體資格，制定適配于低壓用戶、分布式電源的響應評估和計量標準；探索基于貢獻價值的輔助服務補償機制，允許虛擬電廠根據(jù)其負荷響應能力、儲能調(diào)節(jié)能力獲得“容量+使用+性能”多維收益。例如，對高響應速度、高精準度的資源(如工業(yè)負荷、智能家居設備)提供更高的補貼傾斜，鼓勵技術先進的響應資源參與市場交易。二是完善源網(wǎng)荷儲一體化項目的建設與管理機制，優(yōu)化新業(yè)態(tài)的審批流程。在源網(wǎng)荷儲項目建設方面，由于源網(wǎng)荷儲一體化的本質不是一體化建設，而是一體化調(diào)度，建議允許企業(yè)通過合資合作的模式建設源網(wǎng)荷儲一體化項目，不特別要求電源、電網(wǎng)、負荷、儲能為同一投資主體控股，但必須明確約定一體化智能調(diào)度機制，約定負荷企業(yè)和發(fā)電企業(yè)的權利義務。同時，建議進一步簡化新業(yè)態(tài)新模式的審批程序，尤其是針對分布式能源、儲能、氫能等新興技術的項目，為企業(yè)提供更為便捷的市場準入通道。通過優(yōu)化行政審批流程，減少不必要的審批環(huán)節(jié)，提升審批效率。三是大力促進分布式智能微電網(wǎng)的發(fā)展和交易機制。伴隨著可再生能源大規(guī)模接入，系統(tǒng)由“源隨荷動”向“源網(wǎng)荷儲”協(xié)同發(fā)展躍進，更加以用戶和市場為中心，發(fā)展分布式智能電網(wǎng)可協(xié)同新型配電網(wǎng)提升清潔消納、安全保障及資源配置能力，是推動綠色能源產(chǎn)業(yè)高質量發(fā)展的重要組成部分。開展分布式交易是基于分布式智能電網(wǎng)聚合接入配電網(wǎng)的各類新能源電站、分布式電源、儲能以及用戶側空調(diào)、充換電設施、工業(yè)負荷等可調(diào)節(jié)資源，依托數(shù)智化技術優(yōu)化運營與調(diào)度，以價格信號為導向，構建新能源規(guī)?；_發(fā)和就地消納的網(wǎng)內(nèi)互濟單元。該機制包含網(wǎng)內(nèi)和網(wǎng)間兩級交易，通過局域單元的“小平衡”實現(xiàn)與電網(wǎng)互動的“大平衡”，形成源網(wǎng)荷儲互動與多能互補的發(fā)展形態(tài)。提升分布式光伏并網(wǎng)技術性能，構建健全的技術標準與監(jiān)管體系一是加快分布式光伏并網(wǎng)相關國家和行業(yè)標準的制定與修訂，突出技術規(guī)范的科學性與前瞻性。重點提升電壓適應性、頻率響應能力和系統(tǒng)級安全防護能力，確保分布式光伏在電網(wǎng)異常情況下仍能穩(wěn)定運行。同時，對實時出力預測、運行監(jiān)測與智能化控制提出明確要求，推動信息技術與并網(wǎng)控制的深度融合，增強分布式電源的系統(tǒng)調(diào)控能力與靈活性。二是強化標準的實施與監(jiān)管，建立全過程監(jiān)督和考核機制。通過并網(wǎng)性能測試、設備抽檢、運行數(shù)據(jù)分析等方式，全面評估標準執(zhí)行效果，并形成動態(tài)修訂機制，持續(xù)優(yōu)化技術條款。同時，應嚴格實行并網(wǎng)設備的檢測與認證，完善研發(fā)、生產(chǎn)、安裝、運行各環(huán)節(jié)的質量控制，特別是對逆變器、控制系統(tǒng)等關鍵設備實行入網(wǎng)前嚴格審查，從源頭保障電網(wǎng)運行的安全性與可靠性。三是推動技術標準與市場機制協(xié)同發(fā)展，并建立覆蓋全生命周期的數(shù)據(jù)管理體系?？山Y合現(xiàn)貨市場和輔助服務市場改革，探索以優(yōu)先并網(wǎng)或財政激勵等方式引導企業(yè)提升技術適配能力。與此同時，鼓勵地方政府或電網(wǎng)企業(yè)建設區(qū)域性分布式能源數(shù)據(jù)平臺，打通電網(wǎng)調(diào)度、能量