2024年10月10日，备受关注的《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》（以下简称，意见稿）出台，这是继2013年之后，国家能源局针对分布式光伏管理办法的再次重大修订，或将从根本上改变分布式光伏行业原有生态。

意见稿明确指出，大型工商业分布式光伏（6MW以上）必须选择全部自发自用模式，项目投资主体应通过配置防逆流装置实现发电量全部自发自用。在很多业内人士看来，这意味着分布式光伏可以在高发时段将弃电储存自用或者参与现货市场，为储能行业带来想象空间。

随着国内分布式光伏的超预期发展，众多难题开始显现。一方面，自2024年以来，全国分布式光伏接入受限的问题在多个省份持续存在，接入容量为0的“红区”亦有蔓延趋势，据不完全统计，目前广东、河南、黑龙江、福建、山东、山西、辽宁、河北8个省超过300个县域已无分布式光伏接入容量，解决分布式光伏并网消纳问题已迫在眉睫。

另一方面，分布式光伏午间大发影响了原有的电力供需关系，原电价高峰与尖峰时段基本是午间，也是光伏发电高峰时段，现在却成了低谷时段。

关于用户侧的光储融合一直是业内关注的焦点，当下国内工商储盈利模型的最强逻辑仍是基于分时电价下的峰谷套利，商业模式单一，面临投资回报不确定风险。

在资深储能行业观察人士杨洋看来，用户侧储能可以服务于用户，也可以服务于配电网，参与电力交易。如何让储能有机地集成到电网中，服务于各个主体是行业面临的最大难题。

目前，关于储能的容量电价如何制定，“光伏+储能+可控负荷”如何参与电能量市场、电力辅助服务市场在顶层设计上仍属于空白。

杨洋认为，分布式光伏如何作为价格接受者角色参与电力交易，分布式光伏+储能如何有机集成到电网，涉及到电源与电源之间的公平竞争、电源与电网之间责任如何划分等难题，国内尚未就这些基础问题展开研究。

从技术角度看，行业主流的工商业储能价格已经来到0.7-0.8元/Wh区间，EPC价格大约在1.0-1.2元/Wh。中国已拥有全球最便宜的储能电池和系统，储能已经具备支持分布式新能源发展的能力。

按照以往经验，此次印发的《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》仍处于初级阶段，还有待后续优化以及各省市的细则出台。叠加光伏这一变量因素后，未来的工商业储能如何对光伏出力、市场的电价波动预测以及和电力交易去结合，无疑对企业的算法和数据能力提出了更高的要求。

意见的发布是分布式新能源新的发展阶段驱动的，对于政策制定者来说，要科学地界定分布式资源der与电网之间的权责利，才能保证分布式资源的健康发展。现阶段，如何让分布式新能源进入下一个发展阶段（高比例分布式新能源下，保证配网安全运营且尊重供需关系的电价机制，并且让分布式资源服务于电力市场、配网和电力用户），且同时保证投资热情是最大的难点。要尊重客观规律，这是一个漫长的过程，指导意见的发布开了一个好头，储能行业切勿急功近利，应该借着这次发展机遇，提出自己的合理诉求，扫清各种制度障碍，建立可持续发展的市场环境。

我们针对意见稿做了简单梳理，主要内容如下：

1.分四种项目类型管理，大幅提高了分布式光伏的容量与并网电压

对分布式光伏项目做了更细致的分类，共分四类，且不同类型项目，并网模式不同，规模限制不同，大幅提高了分布式光伏项目的容量与并网电压。具体如下表所示：

2.参与电力市场交易

分布式光伏发电项目按照国家有关规定参与电力市场。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。分布式光伏发电项目可以独立或通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等方式公平参与电能量、辅助服务等各类电力市场交易。

非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏：可独立或通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与调度。在满足电力系统与设备安全运行的前提下，允许接入分布式光伏发电的配电网向输电网反送电。

3.存量非自然人户用，可以不做备案变更：

自然人户用：由电网企业集中代理备案，也可由自然人自行备案；

非自然人户用、一般工商业、大型工商业：由投资主体备案；

非自然人投资项目不得以自然人名义备案，本办法印发前已由自然人备案的，可不作备案主体变更，但投资主体应主动向备案机关和电网企业告知相关信息，明确承担项目运行维护的主体及相应法律责任。

非自然人户用：允许合并备案并分别接入电网。

一般工商业分布式：投资主体利用非自有场所建设分布式光伏发电的，仍应由投资主体备案。

利用既有建筑物及其附属场所的，可按照简约高效的原则，在符合建设要求的条件下免除用地预审与规划选址、规划许可、节能评估等手续。

4.项目要实现“可观、可测、可调、可控”

新建的分布式光伏发电项目：实现“可观、可测、可调、可控”，提升分布式光伏发电接入电网承载力和调控能力。电网企业应加强有源配电网（主动配电网）的规划、设计、运行方法研究，明确“可观、可测、可调、可控”技术要求。

存量具备条件的非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目，电网企业、分布式光伏发电项目投资主体应根据产权分界点，加大投资建设改造力度，提升信息化、数字化、智能化水平，以实现“可观、可测、可调、可控”。

5.接网管理

同一土地产权红线内，通过分期建设、不同投资主体分别开发等形式建设的分布式光伏发电项目，不得新增与公共电网的连接点。

6.不允许强制开发

分布式光伏开发应尊重建筑产权人意愿，各地不得以特许权经营等方式控制屋顶等分布式光伏开发资源，不得限制各类符合条件的投资主体平等参与分布式光伏发电开发建设。利用农户住宅建设的，应征得农户同意，切实维护农户合法权益，不得违背农户意愿、强制租赁使用农户住宅。

7.电网企业应公平无歧视地提供接入服务，不得从事下列行为：

（一）无正当理由拒绝项目投资主体提出的接入申请，或拖延接入系统；

（二）拒绝向项目投资主体提供接入电网须知晓的配电网络的接入位置、可用容量、实际使用容量、出线方式、可用间隔数量等必要信息；

（三）对符合国家要求建设的发电设施，除保证电网和设备安全运行的必要技术要求外，接入适用的技术要求高于国家和行业技术标准、规范；

（四）违规收取不合理服务费用；

8.绿证核发与交易

建档立卡的分布式光伏发电项目按全部发电量核发绿证，其中上网电量核发可交易绿证，项目投资主体持有绿证后可根据绿证相关管理规定自主参与绿证交易。