近年来，随着“双碳”目标的提出以及新能源装机规模快速增长，以分布式光伏为代表的分布式能源在城乡建筑、工业、农业、交通、公共设施等领域迅速发展，为优化能源结构、降低用电成本、推动能源生产和消费革命发挥了重要作用，也成为稳增长、调结构、促改革、惠民生的重要举措。

相关数据显示，截至2023年三季度，全国分布式光伏新增装机超过6714万千瓦，约占全国新增光伏装机的52%；累计装机达到2.25亿千瓦。目前，分布式光伏发电投资市场迫切需要做好高速发展过程中的政策衔接，更好地引导市场主体良性投资，推动行业健康持续发展。因此，需要对分布式光伏定义进行界定，以便更好地进行制度安排和政策供给。

近年来，分布式光伏发展呈现百花齐放的高速增长态势，但是由于相关各方对于分布式光伏的理解不一致，导致各地区、各企业主体项目开发建设运营中形成了项目资产的非标准化。当前，根据不同分类口径，分布式光伏市场项目大致分类如下：

按消纳情况划分，分为全额上网分布式光伏电站和自发自用余电上网分布式光伏电站。

按所依托建设空间划分，分为地面分布式光伏电站、工商业分布式光伏电站、户用分布式光伏电站。

按电压等级划分，分为高压分布式光伏电站（10千伏及以上）和低压分布式电站（380伏及以下）。

按应用场景和政策示范划分，分为光伏建筑一体化（BIPV）分布式电站、园区级源网荷储一体化光伏电站、光储充分布式光伏电站等类型。

目前，由于针对不同类型电站在管理模式上有所区别，主要在以下四个方面存在模糊地带：

地面分布式是否按分布式管理不明确。各省政策不一致，导致企业无法按照统一标准评估投资策略，相关项目开发过程中遇到部分区域政策“一刀切”喊停的情况，增加了开发成本。同时，此类项目普遍口径不一致，实则容易导致实际项目规模和电网规模指标的脱节，加重电网消纳矛盾。

自然人户用光伏和工商业分布式定义不一致。目前各省政策普遍规定，第三方租赁农户屋顶投资项目的，都按照投资企业注册项目公司投资方式进行管理，根据实际用电需求确定是自发自用或者全额上网形式。但在部分地区，还是硬性规定使用自然人屋顶一定是自发自用的形式才算户用光伏，其余租用农户屋顶的全额上网形式不予备案或者并网。此类标准不一致，影响市场开发导向并容易导致市场争议。

分布式光伏在电力市场中市场定位和交易路径不明确。目前，很多省份从项目管理角度对分布式光伏定义以及开发流程都进行了明确。但是从市场运行角度，分布式光伏参与电能量市场和辅助服务市场的身份定位、符合分布式电源特性的差异化政策、参与市场化交易的实施细则等都尚未明确，导致投资边界不够清晰。

自发自用分布式向全额上网分布式进行转换操作困难。随着经济形势复杂多变，自发自用分布式项目业主消纳波动加大，而转向全额上网分布式项目的界定流程和相关实施细则目前缺失，在一定程度上增加了投资风险。

综合而言，分布式光伏发展对优化调整电力能源结构、提高可再生能源利用比例、加快推进光伏产业高质量发展、激发终端综合能源业务创新活力，都有重要意义。从市场端看，光伏资产主要具有四类属性：电力属性、低碳属性、外观属性和金融属性。抛开金融属性不谈，单就新能源行业发展而言，前三类属性是分布式光伏发展之所以最有活力的价值所在。在光伏产业启动之初，主要是为了鼓励应用规模落地、拉动技术进步，当时通过分布式光伏灵活性政策突破规模管理限制，体现政策红利，刺激产业发展达到了预期效果。

近年来，随着规模持续扩大，如何使项目提质增效，鼓励技术和应用模式创新，使分布式发电由消化上游规模功能向发电功能、降碳功能、外观功能等需求逐步转换，应该成为政策鼓励重点方向。尤其应以鼓励分布式光伏规模化发展为切入点，推动绿色低碳的综合能源解决方案全面开花和落地创新，从而加快实现“双碳”目标。围绕电力功能、低碳功能和外观功能等方面，就分布式光伏提出以下建议：

——自发自用分布式光伏电站，只要具备单一电网户号，无论是哪一电压等级，建议均列入分布式光伏范畴。从鼓励此类项目角度而言，综合考虑光伏电站实际系统效率，可以规定业主变压器容量是光伏装机容量的上限，不建议按照自发自用电量占业主用电比例作为限制。

——全额上网分布式电站，按项目所处配电网结构和电压等级考虑，凡是最高电压等级下一级电压接入，均可算分布式光伏范畴。比如某工业园区使用110千伏变电站供电，那该区域接入35千伏的全额上网分布式光伏均可以算分布式光伏。至于此类分布式光伏是否需要配储，可以根据电网公司对光伏接入电网承载力及提升措施评估后给予合理的储能配置标准。

——从使用空间角度看，认定为分布式光伏电站的，原则上不应占用农用地资源或者其他生态功能空间资源，应该针对建设用地、设施农业用地、宅基地等土地合规风险小的空间进行综合利用，尤其鼓励光伏建筑一体化的应用场景，这样也有利于项目备案管理流程简化。

——针对跨户号供电的“隔墙售电”项目，或者点对点供电具有企业自备电厂性质的光伏项目，因涉及保底供电义务以及输配电成本的厘定，建议制定统一的光伏直接交易政策或者企业自备电厂政策进行明确。在相关政策出台前，可以允许省级主管部门按照示范项目的形式安排此类项目申报和审批。

为了对应给予一定的差异化政策，针对各类型分布式光伏的市场特征，提出以下建议：

——建议针对分布式光伏项目并网，所在省主管部门或者电网公司，原则上不设规模上限，不安排竞争性配置规模，做到应接尽接。对于消纳困难区域，可以根据电网公司对光伏接入电网承载力及提升措施评估后，给予合理的储能配置标准。

——建议针对分布式光伏制定便捷透明的备案审批和电网接入审批标准，并明确法定化的审批时间。时间是投资企业的生命线，对于开发难度大、商业运营风险高的分布式光伏而言，更需要加快前期流程，减轻企业投资负担，把更多的投资、资源释放到低碳服务创新中去。

——建议简化分布式光伏项目的并网流程，保障配套电网满足光伏项目并网需求。针对各电压等级的户用光伏、分布式光伏，建议制定和项目规模、电量影响相匹配的流程标准、涉网设备的技术标准，避免因为过度保护导致设备、流程等方面的投资冗余，以及市场主体时间成本的冗余。

——从市场运行角度，建议分布式项目管理办法和电力市场交易的有关规定要充分衔接，明确分布式光伏参与电能量市场和辅助服务市场的身份定位，制定符合分布式电源特性的差异化政策。比如建议针对现有市场规则下电网公司优发优购电量部分，优先匹配收购分布式光伏类项目的上网电量。

——对自发自用转全额上网类分布式项目，制定清晰的操作细则和流程。

（作者单位：晶科电力科技股份有限公司）