近年来，分布式光伏装机规模和发电量呈现快速增长态势，已成为我国能源结构的重要角色。然而自2024年以来，分布式光伏的消纳压力逐渐显现，一些项目的收益情况不容乐观。2024年10月，因投资收益低，国家电投核销赤峰市阿鲁科尔沁旗40兆瓦户用分布式光伏项目。一系列市场动向表明，企业对于分布式光伏项目的投资已开始谨慎布局。究其原因，一方面与分布式光伏并网难度增大有关，另一方面也受新能源全面入市箭在弦上的“传闻”影响。
而今，《通知》的发布给分布式光伏吃了“定心丸”：建立“多退少补”的“差价结算机制”，对纳入机制的电量，在市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时进行差价扣除，以此平滑项目收入波动，为投资者提供了相对稳定的预期。实行“新老划断”的分类施策，既照顾了存量项目的利益，又为增量项目创造了公平竞争的市场环境。
总体来看，以引导行业健康有序发展为目标，保障分布式光伏发电收益的“顶层设计”已落地。不过，新政并未明确全电量“入市”分布式光伏项目类型以及如何保障不具备主动参与市场交易或参与机制电价竞价能力的自然人户用电站收益。对此，各地依然需结合当地实际，制定差异化实施方案。
对于电力市场交易规则和交易系统尚不支持分布式光伏主动参与电力市场的省份，应加快优化市场交易机制，出台适应分布式光伏特征的交易规则，优化交易系统，加快建设虚拟电厂交易机制和平台，支持分布式光伏以聚合模式公平参与绿电交易、常规中长期交易等电力市场。
尽管新政提出分布式光伏项目可根据自身实际情况选择报价参与交易，也可接受市场形成的价格，但由于大部分省份现货市场尚未连续运行，现货机制也尚不成熟，且现货市场波动大，分布式光伏发电收益面临巨大不确定性，同时也会产生高额的机制电价差价费用，因此，对于分布式光伏的市场交易均价，各地可根据实际，统一按中长期同类项目加权平均价格执行。
作为分布式光伏项目类型之一的户用光伏，是乡村振兴的“民生工程”。为保障农户收益，各地应鼓励户用光伏项目将未来拟投产项目打包申报竞价，并优化简化审批流程。2025年6月1日后投产的分布式光伏项目在参与机制电价竞价时，各地政府还应充分考虑户用光伏项目中农户租金等成本，适当提高价格下限、延长执行期限。
工商业分布式光伏项目，由于电价随供需而波动，其面临资金链紧张甚至断裂的风险较大，各地可探索不同的金融工具，实现风险对冲。
电网作为分布式光伏电力传输和消纳的关键环节，其协同升级对于保障分布式光伏收益至关重要。1月17日发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》对电网企业职责进行了明确，各地电网企业在落实的同时，还应加大对电网改造与智能化建设的投入力度，提升电网接纳能力，加快智能电网建设。
新能源电价市场化改革与分布式光伏管理新政的协同出台，标志着我国分布式光伏管理从“粗放扩张”转向“精细运营”，分布式光伏发电收益保障已从单一政策扶持迈入系统性优化阶段。未来，唯有持续完善市场机制、强化技术支撑、保护多元主体权益，方能真正实现“绿色电力”的经济价值与社会价值的双赢。
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