2025年1月，国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号），这份以“高质量发展”与“构建新型电力系统”为核心目标的政策文件，不仅为分布式光伏行业划定了新的发展航道，更在短短数月内引发了全国范围内的政策响应热潮。
截至2025年5月，全国已有吉林、宁夏、广东、江苏、广西、重庆、海南、山西、山东、贵州、湖北、内蒙古等13个省市积极响应，并出台地方实施细则或征求意见稿，一场关于分布式光伏开发建设的“区域实验”正在悄然展开。
区域特性显著
从北国冰城到南国椰林，从东部沿海到西部高原，各地政策呈现出鲜明的地域特色与差异化导向。
在北方，吉林基于自身电力结构与消纳能力，明确规定分布式光伏项目余电上网比例不得超过20%，这一硬性约束犹如一把精准的利刃，直指行业长期以来存在的“重装机、轻消纳”痛点，倒逼工商业项目提升自身用电比例，推动分布式光伏与本地产业深度融合，实现能源的高效就地利用。
宁夏则根据项目类型实施分类管理，对公共机构和工商业厂房设定了差异化的自用比例要求。公共机构自用比例不低于30%，工商业厂房不低于50%，这种精细化的调控手段，既考虑了不同主体的用电特性，又有助于优化电力资源配置，提高分布式光伏发电的整体效益。
而在经济发达、电力需求旺盛的东部沿海地区，广东凭借其强大的电力消纳能力，选择暂不设限，全面放开分布式光伏市场化交易。这一举措为分布式光伏项目提供了更广阔的市场空间，吸引了众多企业投身其中，激发了市场的创新活力。
值得一提的是，贵州在政策制定中独具匠心，推出“保障性并网+储能配置”双轨制。明确要求市场化并网项目需配置储能装机容量10%以上，这一政策不仅为储能产业带来了新的发展机遇，更有助于解决分布式光伏发电的间歇性和波动性问题，增强电力系统的稳定性和可靠性。
在自用比例动态约束方面，吉林、宁夏、湖北等地对工商业分布式光伏的余电上网比例设定硬性上限，属于严控型省份。而江苏、广东等省份未设自用比例限制，允许项目自主选择全额或余电上网模式，并通过市场化交易调节余电收益，策略相对灵活。
从政策导向来看，这场由国家政策引发的地方响应，标志着分布式光伏发展已从过去的“规模扩张”阶段迈向“质量提升”的新征程。技术门槛不再仅仅局限于装机容量，而是更加注重电网友好性、消纳能力以及与储能等新兴产业的协同发展。
业内专家指出，各地政策的出台是对国家能源战略的积极落实，也是应对分布式光伏快速发展过程中诸多挑战的有力举措。随着政策的逐步落地实施，分布式光伏产业将迎来新一轮的洗牌与整合，那些能够适应政策要求、具备技术创新能力和高效运营模式的企业，将在这场变革中脱颖而出，引领行业发展。
加速行业发展
2024年，中国分布式光伏装机规模突破3.7亿千瓦，占光伏总装机的42%，成为能源转型的重要力量。
根据国家能源局最新发布的数据，2025年一季度，我国风电光伏发电合计新增装机7433万千瓦，累计装机达到14.82亿千瓦（其中风电5.36亿千瓦，光伏发电9.46亿千瓦），首次超过火电装机（14.51亿千瓦）。
国家能源局称，未来随着风电光伏新增装机持续快速增长，风电光伏装机超过火电将成为常态。
然而，这一快速扩张背后，行业正面临消纳能力不足、政策执行失序、技术标准滞后等多重挑战，亟待系统性解决方案。
在宁夏、辽宁等省份，分布式光伏并网导致的配电网承载力问题已成行业痛点，传统配电网以单向供电为主，而分布式光伏要求实现“发-用-储”的双向调节。
更深层次的矛盾体现在区域发展失衡。山东、浙江、广东等东部省份凭借优越的消纳条件，占据全国分布式装机量的65%，而中西部地区因电力需求不足，光伏发电难以就地消纳。
政策细则的模糊性也加剧了市场混乱。例如，对于“自发自用、余电上网”模式，多地未明确界定“自发自用比例”的计算基准，导致企业通过虚报用电负荷骗取补贴。
针对以上问题，今年1月17日，国家能源局出台了《分布式光伏发电开发建设管理办法》，其中明确了分布式光伏项目可选择的上网模式以及省级能源主管部门对自发自用余电上网项目自用比例的确定权。
政策明确要求新建项目必须实现“四可”，即“可观、可测、可调、可控”，倒逼企业加速技术攻关。其中，TOPCon、HJT等N型电池量产效率已突破24.5%，推动组件发电量增益达7%-10%，钙钛矿叠层技术实验室效率突破31%。
政策通过“承载力评估+预警发布”双轨制提升电网接入能力，要求电网企业按季度发布配电网可开放容量。辽宁、黑龙江等省在政策实施后，红色预警区域占比从35%降至5%以下。
同时，政策强制大型工商业项目“原则上全部自发自用”，倒逼企业开发智能调度系统。
除此之外，政策的密集发布正加速推进隔墙售电、虚拟电厂等新业态的落地。
政策通过明确“同一用地产权红线”的例外条款，为隔墙售电提供了合法路径。规定指出，当用电方与发电项目投资方为同一法人主体时，可跨越红线供电，允许“隔墙建设”自发自用项目。这一条款在尊重红线监管的基础上，旨在保持分布式项目的灵活部署特征，进一步优化电力资源配置。
同时，政策要求分布式光伏项目参与电力市场交易，通过独立方式或通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等多种形式，公平地参与电能量交易及辅助服务等各类电力市场活动。这为隔墙售电提供了市场机制保障，使得分布式光伏项目能够更灵活地参与电力市场，实现电力的优化配置。
政策强调分布式光伏项目需具备“可观、可测、可调、可控”能力，这为虚拟电厂的构建提供了技术基础。虚拟电厂通过聚合分布式光伏、储能、可控负荷等资源，实现电力系统的灵活调节。
13省市因各地发展情况差异而因地制宜制定政策，但均以消纳优先、市场主导、技术推动为主要逻辑。在这个关口，分布式光伏企业应加速推进技术更新迭代，并在负荷优化、储能配套、市场交易等方面提高自身行业竞争力。