分布式光伏管理办法正式公布，政策调整包括分类细化、取消全额上网并网方式、要求分布式光伏参与电网调度，以及分布式光伏确定性入市。政策从2013年开始酝酿，经过多次修改，参考了多个省级管理文件。政策变化导致部分项目并网困难，特别是在红区地区，项目从安装到并网的时间显著延长。河南、江西和广西等地出现严重并网问题。分布式光伏并网面临模式和资金问题，地方政府将项目权限打包招标导致部分项目无法并网。征求意见稿提出解决方案，要求各省按季度发布预警机制，电网公司需改造帮助已备案项目并网。国网APP将公布各省边境台区的电网容量。政策将互用和工商业分类细化为四小类，互用项目仍按互用政策管理，上半年互用规模下降30%，但实际略有增长。政策对互用项目非常友好，已备案项目无需变更。工商业项目不允许全额上网，以缓解消纳资源紧张。分布式光伏项目上网政策调整，单点接入总容量不超过6兆瓦，禁止化整为零规避限制。2021-2023年工商业分布式项目中，6兆瓦以上项目占四分之一，全额上网项目占比约30%。政策调整可能影响新增装机容量，预计影响幅度为7%-10%。集中汇流成本增加约150万元，相当于每瓦增加成本0.3-0.4元。分布式光伏项目未来将纳入省级年度规模管理，并需全面执行四可调度，以确保电网安全。新项目需安装四可设备，存量项目需改造。此外，分布式光伏将参与市场化交易，各省将根据自身情况制定具体政策，新老项目入市规则存在差异。费用方面，非自然人户用及工商业项目需缴纳系统备用费。政策正式稿预计会有较多修订。分布式光伏入市政策在不同省份存在较大差异，如江苏省要求通过聚合方式参与预定交易，山东省则按集中式光伏现货加权平均价格结算上网部分电量。全国中长期交易电量占比达70%以上，价格波动控制在煤电基准价的20%以内。2023年国旺区域风光平均交易价格显示，湖北省成交价比煤电基准价低15%，河南、山东等省份也低于基准价。分布式光伏项目成本方面，尽管组件价格下降，整体成本并未显著降低，1-9月光伏项目中标价含组件为3.3元/瓦，不含组件为2.3元/瓦。非技术成本如路桥费等占据较大比例，部分地区路桥费高达1元/瓦。工商业光伏装机在政策影响下，全额上网部分受影响较大，但整体增速仍保持高位。2024年前八个月，工商业光伏装机增长接近90%，剔除互用因素后，增长率仍达40%。预计2024年全年工商业光伏装机量在85至90吉瓦之间，剔除互用影响后约为70吉瓦。互用装机量预计在28至29吉瓦，未来可能持平或小幅增长。政策支持和企业对绿电需求增加是主要增长动力。今年地面光伏电站装机量预计将达到140-145GW，同比去年保持稳定。明年装机量可能略高于今年，但增幅有限。大型电力央企对分布式光伏的态度出现分化，国电投和华能有所收缩，而华电和国家能源集团则继续增加分布式项目。分布式电力市场化交易的新老划断原则存在较大争议，主要影响因素包括政策出台前后的不同定价机制和电网限电风险。光伏项目全额上网收益低于自发自用，因自用电价高于上网电价。全额上网模式受欢迎主要是由于电费收取信誉问题，电网公司支付信誉高，而自发自用项目存在电费收缴风险。隔墙售电政策有突破，类似直供电模式，允许屋顶光伏项目直接供给企业。地面电站并网受限，需通过竞争性配置获得指标。分布式项目并网权限放宽至90%，但红黄绿预警仍按配电网管理。组件招标价格持续下滑，目前平均中标价格约0.67元，可能降至0.65元甚至更低。分布式光伏政策正式稿可能较征求意见稿有细节调整，但四大原则不变。目前工商业分布式光伏投资以小企业为主，大型第三方投资者较少。政策对增量项目有较大影响，存量项目不受影响。全额上网项目未来可能不再允许变更为自用项目，投资者正加紧并网。工业园区内分布式光伏项目需考虑公共接入点和产权红线问题，六兆瓦以上项目可能需走大项目流程。分布式光伏招标量前九个月同比增长约30%-40%，但下半年集中式光伏电站招标量明显下降。广东地区分布式光伏成本较高，每块板成本约1300-1400元，装机容量接近变压器80%将被划为红色区域。各省光伏实际气光率与官方数据存在差异，部分省份如新疆弃光率高达30%。大集团光伏投资力度因企业目标完成情况不同而异，整体来看，下半年招标量放缓，分布式光伏仍保持较高增长。自然人互用项目可不参与电力市场，主要为保护性政策，保障自然人用户的电价锁定与电量保证。其他三类项目（工商业、增量、存量）均需参与电力市场，但参与方式和保障比例可能有所不同。新老项目如何划分参与市场，目前尚无明确方案。
