《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（以下簡稱《通知》）于近日印發，讓備受矚目的分布式光伏發電收益問題塵埃落定——分布式光伏發電全面進入市場化交易階段。

近年來，分布式光伏裝機規模和發電量呈現快速增長態勢，已成為我國能源結構的重要角色。然而自2024年以來，分布式光伏的消納壓力逐漸顯現，一些項目的收益情況不容樂觀。2024年10月，因投資收益低，國家電投核銷赤峰市阿魯科爾沁旗40兆瓦戶用分布式光伏項目。一系列市場動向表明，企業對于分布式光伏項目的投資已開始謹慎布局。究其原因，一方面與分布式光伏并網難度增大有關，另一方面也受新能源全面入市箭在弦上的“傳聞”影響。

而今，《通知》的發布給分布式光伏吃了“定心丸”：建立“多退少補”的“差價結算機制”，對納入機制的電量，在市場交易價格低于機制電價時給予差價補償，高于機制電價時進行差價扣除，以此平滑項目收入波動，為投資者提供了相對穩定的預期。實行“新老劃斷”的分類施策，既照顧了存量項目的利益，又為增量項目創造了公平競爭的市場環境。

總體來看，以引導行業健康有序發展為目標，保障分布式光伏發電收益的“頂層設計”已落地。不過，新政并未明確全電量“入市”分布式光伏項目類型以及如何保障不具備主動參與市場交易或參與機制電價競價能力的自然人戶用電站收益。對此，各地依然需結合當地實際，制定差異化實施方案。

對于電力市場交易規則和交易系統尚不支持分布式光伏主動參與電力市場的省份，應加快優化市場交易機制，出臺適應分布式光伏特征的交易規則，優化交易系統，加快建設虛擬電廠交易機制和平臺，支持分布式光伏以聚合模式公平參與綠電交易、常規中長期交易等電力市場。

盡管新政提出分布式光伏項目可根據自身實際情況選擇報價參與交易，也可接受市場形成的價格，但由于大部分省份現貨市場尚未連續運行，現貨機制也尚不成熟，且現貨市場波動大，分布式光伏發電收益面臨巨大不確定性，同時也會產生高額的機制電價差價費用，因此，對于分布式光伏的市場交易均價，各地可根據實際，統一按中長期同類項目加權平均價格執行。

作為分布式光伏項目類型之一的戶用光伏，是鄉村振興的“民生工程”。為保障農戶收益，各地應鼓勵戶用光伏項目將未來擬投產項目打包申報競價，并優化簡化審批流程。2025年6月1日后投產的分布式光伏項目在參與機制電價競價時，各地政府還應充分考慮戶用光伏項目中農戶租金等成本，適當提高價格下限、延長執行期限。

工商業分布式光伏項目，由于電價隨供需而波動，其面臨資金鏈緊張甚至斷裂的風險較大，各地可探索不同的金融工具，實現風險對沖。

電網作為分布式光伏電力傳輸和消納的關鍵環節，其協同升級對于保障分布式光伏收益至關重要。1月17日發布的《分布式光伏發電開發建設管理辦法》對電網企業職責進行了明確，各地電網企業在落實的同時，還應加大對電網改造與智能化建設的投入力度，提升電網接納能力，加快智能電網建設。

新能源電價市場化改革與分布式光伏管理新政的協同出臺，標志著我國分布式光伏管理從“粗放擴張”轉向“精細運營”，分布式光伏發電收益保障已從單一政策扶持邁入系統性優化階段。未來，唯有持續完善市場機制、強化技術支撐、保護多元主體權益，方能真正實現“綠色電力”的經濟價值與社會價值的雙贏。