分布式光伏发展迅猛，其对电网的冲击，也受到能源主管部门的关注。

2023年6月，国家发展改革委发布了《关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》，要求对部分试点省份电网企业营业区内电网承载力及提升措施进行评估。

在此背景下，近期多地出台了分布式光伏“新政”（或征求意见稿），其中很多政策动向值得业内关注。

限制接入容量、规定自发自用比例

分布式光伏一直被光伏行业寄予厚望，“自发自用、余电上网”有助于改善负荷中心地区的结构性缺电。

但在实践中出现了许多名为分布式，实际开发和运作更接近集中式电站的光伏项目。这些项目的过快发展，并没有改善网架结构，反而给整个电网平衡带来压力。

分布式大省山东就在近几年春节期间对分布式光伏进行限电；湖北省能源局发布的《关于印发2021年度新能源消纳指引的通知》（鄂能源新能〔2021〕14号）指出，十堰市（除丹江口市均州220千伏变电站供区外）全境为消纳极为困难地区。

从分布式光伏迅猛发展的态势和电网运行安全考虑，限制接入容量、规定自发自用比例预计将成为政策趋势。

参与绿电交易

随着城乡建设中大量的分布式光伏建设并网，全国正在大力探索将分布式光伏接入虚拟电厂（VPP），以聚合形式参与绿电交易、电力辅助服务等其他与电网互动业务的多元化场景。

分布式光伏接入VPP参与绿电交易将直观提升其电量价值。目前，国内各大电力交易中心关于绿色电力交易品种中已经纳入分布式光伏，例如《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》中明确，分布式新能源可以通过聚合的方式参与绿色电力交易。

2022年12月，深圳市发改委发布的《深圳市关于大力推进分布式光伏发电的若干措施》中提出，加快推动光伏项目以虚拟电厂模式参与电力市场交易，尽最大限度体现光伏绿电价值，探索建立光伏项目绿电交易与碳排放交易衔接的新业态和新模式。

目前，深圳供电局正在编制《分布式光伏接入虚拟电厂管理云平台技术规范》，可能于今年年底对外发布。

对商业模式的限制

户用光伏领域商业模式复杂，包括“光伏贷”“租赁资产”“租赁屋顶”以及“销售+安装”等多种名义的商业模式。

在“光伏贷”等模式中，发生了个别商家使用劣质组件导致项目现金流连融资成本都无法覆盖的情况，部分农户背上了巨额还贷压力。因此，在此轮分布式光伏新政中，很多地区对于户用光伏的商业模式都做出了一定限制：

《安徽通知》要求：“自然人全款购模式户用光伏项目由电网企业代自然人向当地能源主管部门申请备案；其他分布式光伏项目由屋顶产权所有人自主选择投资开发企业后，由投资开发企业申请备案”。从此规定看，安徽认可的户用光伏项目只有自然人全款购模式，其余都要求由企业申请备案（资产产权归属企业，债务也由企业承担），避免出现让农户兜底债务的情况。

《湖北征求意见稿》要求：“光伏贷或设备租赁”模式的项目以居民为投资方和备案人，电网企业应向备案人提示风险。《湖南通知》强调户用自然人分布式应为“自筹资金”建设，但未提及是否可以融资。

配置储能的要求

从2022年开始，分布式项目要求强制配置储能已经不是个案。河北、山东、浙江等分布式光伏发展较快的地区已经开始推行强制配置储能。具体形式上，既可以自建，也可以采用共享租赁方式；配置容量上，大多参照集中式光伏项目，按照装机容量15%—30%、时长2—4小时配置。

湖南是推行储能政策较为激进的地区。2021年以来，湖南出台了多项政策，强制要求集中式新能源项目配置储能，甚至存量项目也要按照同样标准配置。《湖南通知》）规定，除“乡村振兴、户用自然人”项目外，其他分布式光伏（含存量）按照不低于集中式光伏电站配储比例配置储能。

安徽虽未强调配储要求，但要求“新增分布式光伏应具备可观可测可控可调功能，已有分布式光伏逐步改造具备相应功能”。