山东省分布式光伏高质量发展的建议
思瀚产业研究院    2025-11-28

山东省是全国光伏装机容量最大的省份。截至2025年6月底，全省光伏累计装机容量已突破9,100万千瓦，稳居全国首位。其中，分布式光伏装机容量接近6,000万千瓦，占比近三分之二，其在快速发展的同时也面临着更加突出的消纳与管理等挑战。

作为全国分布式光伏发展的重点地区，山东省积极响应国家政策部署，持续完善制度体系，探索高质量发展的路径。2025年6月，山东省印发《山东省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》，对分布式光伏的自用比例、电力市场参与方式、备案条件及相关费用承担等内容作出了细致规定。

同年8月，山东省又相继出台了《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》和《山东省新能源机制电价竞价实施细则》，对机制电价、机制电量、竞价方式、竞价上下限及申报比例等关键环节进行了进一步细化。这些政策的相继出台，标志着山东省分布式光伏从“规模扩张”阶段迈向“市场化、高质量发展”的新阶段。

分布式光伏在山东省的高质量发展，不仅有助于优化能源结构、降低对传统化石能源的依赖并减少碳排放，还能提升终端用户能源自给能力，有效降低用能成本。同时，其发展还将带动相关产业链，创造新的经济增长点，促进就业，助力乡村振兴。因此，深入研究山东省分布式光伏高质量发展的开发模式与市场机制，具有重要的现实意义。

1、 分类施策，持续优化机制电价

为推动分布式光伏的高质量发展，应分类施策、逐步优化机制电价安排。在国家对分布式光伏用户类型划分的基础上，山东省可结合本地实践，按照“新老有别”“工商业和户用有别”的基本原则，区分不同用户类型及项目投运年份，明确其电价机制与入市路径，从而推动分布式光伏由保障性收购向市场化交易平稳过渡。

对于存量项目，建议执行保障性机制电价，机制电价标准对标煤电标杆电价，并鼓励开发企业自主逐步降低其机制电量比例，引导其过渡至市场化机制；对于增量项目，建议全面引导其通过多元市场化路径入市，包括直接接受市场价格、参与电力现货市场，或与用电企业签署电力购买协议（PPA）。

同时，具备聚合能力的项目也可通过虚拟电厂或聚合商模式参与市场交易，但需设定一定准入门槛，以保障系统安全和交易效率。对于非自然人户用和自然人户用项目，由于其单体容量小、建设分散、难以独立直接有效参与电力市场或参与机制电价竞价，建议整合分散资源，依托底层物联能力将分散的户用光伏电站聚合，以虚拟电厂方式参与电网调频调峰服务或者电能量交易、绿电交易等。

针对分布式光伏竞价代理商参与方式，应建立清晰的结算与收益分配机制。代理商代表用户参与市场交易后，所获得的收益应按照透明、公平的比例返还给光伏业主。可探索“基础电价+市场化溢价分成”的模式，即保障用户的基本上网电价收益，同时将市场化竞价中的超额收益部分与用户合理分享，以增强用户参与积极性。

此外，政策应要求代理商在信息披露、收益分配、合同规范方面履行义务，避免出现代理商截留收益、信息不透明等问题。同时，可建立信用评价和黑名单制度，对违规代理商进行惩戒，保障用户的合法权益。此外，山东省可参考国际先进经验，当电力市场出现负电价的时段持续超过设定门槛时，可逐步降低直至取消对分布式电源的补偿，防止其获得“超额收益”，并推动光伏系统向更好适应电力系统负荷特性的方向优化。

2、进一步完善电力市场建设

一是优化现货市场设计，提升新能源出清价格水平。为缓解现货市场价格低迷、出清难的问题，应加快改革现有现货市场规则，推动建立统一、透明、反映边际成本的价格形成机制。建议适度提高参与现货交易的煤电机组比例，逐步缩小“计划合约电量”覆盖范围，使煤电与新能源在现货市场中实现更公平的竞争。可设定“动态合约释放比例”，根据季节性、电力供需形势及新能源渗透率，动态调整煤电机组需释放到现货市场的交易电量，引导形成更加真实的市场供需价格信号。

二是进一步放开现货市场上下限，提升价格信号的有效性。建议山东省在国家统一政策框架下，逐步扩大现货市场价格浮动区间，有序放开价格上下限，最终引导形成完全市场化的价格浮动机制。适度放开下限，有助于新能源为主的出清时段（如中午光伏高发时段）引导灵活性资源吸纳多余电量，改善弃光问题；适度放开上限，有助于高峰负荷时段反映真实调峰价值，为储能、调节性资源提供有效价格信号。

三是进一步完善辅助服务市场和容量市场建设。建议保障源网荷储各个环节的灵活性资源在提供调频、非旋转备用和旋转备用、黑启动等辅助服务时能按“服务效果”获得合理的投资回报和激励，促使其承担保障高比例新能源接入的情况下电网系统安全稳定运行的核心作用。辅助服务市场收益应更多地依靠市场出清来决定，逐步减少人为计算和干预。在容量市场方面，应加快从煤电容量电价机制过渡到容量市场机制，对非化石能源、储能、需求侧资源等可以提供容量价值的资源给予充分认定和补偿。

四是进一步优化分时电价结构，适度拉大峰谷价差，并在条件成熟的地区积极推动实时电价试点，不断提升用户通过自发自用获得的经济收益，缓解当前“就地消纳”模式在现行价格体系下经济性不足的问题。同时，可探索在地方层面建立分布式电源的就地交易机制，例如开展小范围电力双边交易或依托虚拟电厂的聚合交易，为用户提供更多市场化选择，增强自发自用模式的吸引力和可持续性。

3、增强自我消纳能力，推动源网荷协同发展

一是推动工商业用户配建储能系统，实现“削峰填谷、就地消纳”。山东省工商业用户数量众多，是推动分布式光伏发展的重要载体。建议通过完善电价机制、标准规范等多重政策工具，支持用户配建储能设施，提升光伏发电的自我利用率，以提升经济性和对电价波动的应对能力。可探索实施“光储一体化”示范项目，推动构建基于用电负荷特性和峰谷价差的最优配置模型。鼓励开发储能+光伏+能管平台的综合解决方案，实现“发-储-用”协同管理。

二是结合农村能源革命试点，推动户用光伏与农村清洁能源转型融合发展。建议在具备条件的县域加快农村能源革命试点建设，将光伏项目与农村建筑节能改造、热泵取暖、电炊、电储能、电动汽车等用能方式统筹推进，构建农村“清洁用能+就地发电”新模式。对农村光伏自发自用的比例较高的农户，可探索给予补贴、绿色信贷等方式支持，增强其投资能力和长期运维信心。

三是推动建立覆盖源网荷储全链条的一体化协同规划机制，在项目开发初期即纳入地方电网规划视野，强化电源与负荷、电网间的信息共享与数据互通，提升系统整体配置效率。地方政府应联合电网企业、开发企业、用能单位，推动编制区域级源网荷储一体化发展规划，落实“源随荷动、源荷互动”的核心原则，共同加强对分布式光伏项目的事中事后监管，确保项目实际运行情况与备案模式一致。建议建立健全项目运行信息公开制度，定期披露各地分布式光伏的自用比例、接网方式、负荷匹配等关键指标，强化社会监督与政策纠偏能力。

四是在配电网侧加强主动感知能力和负荷预测水平，提升分布式光伏接入后的系统运行适应性。加快部署配电自动化系统，建设具备监测、诊断和调节能力的智能化台区，实现对关键运行参数的实时采集和响应调节，为实现多源协同和多向潮流控制提供技术支撑。同时，应积极推动灵活资源参与配电网调度运行。鼓励包括分布式储能、可调负荷、电动汽车等在内的灵活资源通过聚合平台、虚拟电厂等形式参与配电层级调节，实现局部供需动态平衡与系统辅助服务功能补充。

4、完善机制保障，推动新模式新业态规模化发展

一是完善价格机制，释放虚拟电厂灵活性价值。建议加快完善辅助服务市场和现货市场价格机制，让虚拟电厂能通过提供调频、调峰、备用等服务获得合理回报。明确将聚合型虚拟电厂纳入调频、备用等辅助服务市场交易主体资格，制定适配于低压用户、分布式电源的响应评估和计量标准；探索基于贡献价值的辅助服务补偿机制，允许虚拟电厂根据其负荷响应能力、储能调节能力获得“容量+使用+性能”多维收益。例如，对高响应速度、高精准度的资源(如工业负荷、智能家居设备)提供更高的补贴倾斜，鼓励技术先进的响应资源参与市场交易。

二是完善源网荷储一体化项目的建设与管理机制，优化新业态的审批流程。在源网荷储项目建设方面，由于源网荷储一体化的本质不是一体化建设，而是一体化调度，建议允许企业通过合资合作的模式建设源网荷储一体化项目，不特别要求电源、电网、负荷、储能为同一投资主体控股，但必须明确约定一体化智能调度机制，约定负荷企业和发电企业的权利义务。同时，建议进一步简化新业态新模式的审批程序，尤其是针对分布式能源、储能、氢能等新兴技术的项目，为企业提供更为便捷的市场准入通道。通过优化行政审批流程，减少不必要的审批环节，提升审批效率。

三是大力促进分布式智能微电网的发展和交易机制。伴随着可再生能源大规模接入，系统由“源随荷动”向“源网荷储”协同发展跃进，更加以用户和市场为中心，发展分布式智能电网可协同新型配电网提升清洁消纳、安全保障及资源配置能力，是推动绿色能源产业高质量发展的重要组成部分。

开展分布式交易是基于分布式智能电网聚合接入配电网的各类新能源电站、分布式电源、储能以及用户侧空调、充换电设施、工业负荷等可调节资源，依托数智化技术优化运营与调度，以价格信号为导向，构建新能源规模化开发和就地消纳的网内互济单元。该机制包含网内和网间两级交易，通过局域单元的“小平衡”实现与电网互动的“大平衡”，形成源网荷储互动与多能互补的发展形态。

5、提升分布式光伏并网技术性能，构建健全的技术标准与监管体系

一是加快分布式光伏并网相关国家和行业标准的制定与修订，突出技术规范的科学性与前瞻性。重点提升电压适应性、频率响应能力和系统级安全防护能力，确保分布式光伏在电网异常情况下仍能稳定运行。同时，对实时出力预测、运行监测与智能化控制提出明确要求，推动信息技术与并网控制的深度融合，增强分布式电源的系统调控能力与灵活性。

二是强化标准的实施与监管，建立全过程监督和考核机制。通过并网性能测试、设备抽检、运行数据分析等方式，全面评估标准执行效果，并形成动态修订机制，持续优化技术条款。同时，应严格实行并网设备的检测与认证，完善研发、生产、安装、运行各环节的质量控制，特别是对逆变器、控制系统等关键设备实行入网前严格审查，从源头保障电网运行的安全性与可靠性。

三是推动技术标准与市场机制协同发展，并建立覆盖全生命周期的数据管理体系。可结合现货市场和辅助服务市场改革，探索以优先并网或财政激励等方式引导企业提升技术适配能力。与此同时，鼓励地方政府或电网企业建设区域性分布式能源数据平台，打通电网调度、能量管理和碳监测系统，推动数据共享与业务联动。在强化数据治理、明确数据归属和使用权限的基础上，实现政府、企业与用户间的协同合作，为分布式能源的安全高效运行和政策决策提供有力支撑。

6、警惕和防范行业“恶性内卷”

一是建立更完善的市场准入和退出机制。通过强化技术标准、质量认证和信用评价，避免低水平产能无序扩张。同时，要健全企业退出渠道，推动行业集中度的合理提升，形成良性竞争格局。其次，建议改革招投标与电价形成机制。在推进项目过程中，探索综合评价标准，不以价格为唯一评判因素，还应纳入企业信誉、运维能力、设备可靠性和碳减排效益等指标。

二是加大政策对创新和差异化发展的支持。政府可通过研发补贴、税收优惠和示范项目扶持，引导企业在高效组件、智能运维、光储融合、BIPV 等方向持续投入研发，以技术升级替代低价竞争。同时，鼓励企业探索“光伏+产业融合”“光伏+能源服务”的差异化路径，提升附加值，减少同质化内卷。

三是完善行业监管与信息公开机制。通过建立全国性光伏项目数据库和设备质量追溯体系，提高透明度，杜绝虚报收益、恶意低价和质量造假行为。还可推动绿色金融工具与信用评级体系的应用，让资本更倾向于支持长期稳定、具有创新能力的优质企业，从而倒逼行业形成良性发展环境。

7、 推动新能源企业更好地融入电力市场

“136号文”的发布，打破了新能源长期依赖政府固定电价的局面，标志着新能源全面进入市场化交易的新阶段。山东省电力现货市场采用节点电价机制，电价形成受电网结构、输电能力、负荷分布等多重因素影响，即便在同一时刻，不同节点的电价也可能存在较大差异。这导致新能源项目收益水平出现明显分化，对企业在项目选址、运维管理、交易策略等方面提出了更高要求，也对政策设计和市场机制的完善带来了新的挑战。

在这一背景下，新能源企业应着力提升内部管理水平和市场决策能力。一方面，要提高新能源出力预测的准确性，构建融合气象数据、历史出力数据与实时运行数据的智能预测模型，为现货竞价、中长期交易及机制电量安排提供科学依据。另一方面，应强化市场电价预测与分析能力，增强对价格波动的敏感度与判断力，依据市场价格信号优化运行调度与发电计划，实现资源配置效率最大化。

同时，应建立统一的运行监测与数据分析平台，动态掌握电力市场供需变化与运行风险，保障项目安全、稳定、高效运行。通过实时监控、智能诊断与定期检修，提升设备运行效率和使用寿命，进一步增强企业的综合竞争力。

其次，新能源企业应提升市场参与能力，拓展多元化收益路径。

一是优化现货市场报价策略，在报价区间要求的框架下，综合考虑本地工商业负荷特征、尖峰电价水平、发电成本及出力特性，科学制定报价方案，确保企业在市场竞争中实现合理收益。同时，应根据市场供需和价格预测结果，动态调整报价策略，提升中标概率与收益稳定性。

二是完善中长期交易策略，探索多年度购电协议（PPA）和分时段报价等新型交易机制，结合企业的发电曲线与价格走势，合理确定交易电量与价格结构，增强合同执行的灵活性与稳定性。

三是积极挖掘绿色电力的环境价值，充分利用绿电与绿证联动机制形成的价格优势，将绿证价格纳入绿色权益定价体系，实现环境效益的市场化变现。

四是积极参与保障性并网电量的市场化竞价，关注政府指导电价区间，结合煤电基准电价、市场均价、自身运营成本及平准化度电成本等因素，科学制定竞价策略，以确保企业获得稳定的基础收益。此外，新能源企业应强化投资与建设管理，降低投资成本、提升项目综合效益。

一是根据区域资源禀赋、负荷特性及企业自身基础，制定差异化储能配置策略，推动多元化投资布局，避免资金过度集中于单一项目或技术路径，以分散风险、提升综合收益。

二是建立科学的投资决策模型，强化投资全过程动态管理，充分考虑市场价格波动、政策调整及技术进步等不确定因素，对不同投资方案进行系统评估与风险分析，确保投资决策具备前瞻性与稳健性。

三是以技术进步为核心驱动力，加快先进光伏、风电、储能及智能控制技术的研发与应用，不断提升系统效率与经济性，增强企业应对市场波动的韧性与竞争力。

四是坚持“以负荷为核心”的投资理念，在负荷中心区域、工业园区等具备较强消纳能力的地区加大布局，积极推进源网荷储一体化、零碳园区、绿电直供等新型商业模式，形成清洁能源本地化消纳与价值最大化的良性循环。

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