报告由中国光伏行业协会与落基山研究所（RMI）联合发布，聚焦 2026-2027 年中国分布式光伏韧性发展路径，围绕政策转型、市场趋势、国际经验、场景模式及落地建议展开分析，为行业高质量发展提供参考。
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- 发展历程与现状
- 截至 2025 年 9 月，分布式光伏累计装机达 5.08 亿千瓦，占光伏总装机 45%，2021-2024 年新增装机年复合增长率 63%，已从政策驱动转向政策与市场协同推进。
- 区域布局呈现 “南移” 趋势，2024 年江苏、浙江、广东等南方九省新增装机占比 62%，工商业分布式贡献 75% 新增容量，户用占比降至 25%。
- 六大核心发展趋势
- 开发聚焦自发自用：60% 省份要求一般工商业项目自发自用比例不低于 50%，大型工商业原则上全额自发自用，就近消纳成为核心导向。
- 并网要求规范化：新增项目需满足 “可观、可测、可调、可控”，红区（电网承载力不足区域）项目需配储才能接入，河南、河北等省要求配储比例不低于 20%/2 小时。
- 全面进入市场化：新能源上网电量全面入市，收益受现货价格波动影响，机制电价作为过渡保障，24 省已调整午间为低谷时段，削弱自发自用收益。
- 收益渠道多元化：分布式光伏可作为独立主体或聚合参与现货、辅助服务市场，绿电消费考核强化推动工商业开发需求。
- 绿电需求刚性增长：电解铝、钢铁等行业纳入绿电消费强制考核，未达标企业需通过绿证或分布式光伏补齐，ESG 披露进一步提升需求。
- 造价回归合理水平：“反内卷” 政策遏制低价竞争，多晶硅、组件价格回升，电站造价维持在 2.3-3.0 元 / 瓦区间，质量与运维成为竞争核心。
- 典型案例：德国与美国加州
- 德国：依托《可再生能源法》（EEG）长期补贴机制，小型项目保留固定电价，中大型项目强制入市并享市场溢价补贴，户用光伏占比 38%，同步通过低息贷款支持光储协同。
- 美国加州：通过 NEM（净计量机制）引导发展，NEM3.0 阶段上网电价与系统 “避免成本” 挂钩，推动配储比例提升，户用光伏占比 66%，容量补偿与需求响应机制激活储能价值。
- 核心借鉴要点
- 坚持 “负荷导向”：高比例自发自用是可持续发展核心，需通过电价机制传导成本信号。
- 政策稳定预期：长期补贴与市场化机制平滑过渡，避免政策大幅调整导致装机波动。
- 光储协同必由之路：配套储能是提升自用比例、对冲市场风险的关键，需完善储能激励政策。
- 多元参与渠道：放开聚合、虚拟电厂等模式，拓宽分布式光伏市场参与路径。
- 市场规模预判
- 2026-2027 年年度新增装机将低于 2025 年（预计 1.6 亿千瓦），但高于 2024 年（1.18 亿千瓦），占光伏总新增比例维持 50% 以上，工商业仍是主力，户用需探索新场景。
- 工商业分布式：光储协同成主流
- 经济性：度电成本 0.16-0.30 元 / 千瓦时，低于工商业购电成本，但午间电价低谷导致 “价格蚕食”，配储可转移发电时段至晚高峰套利。
- 趋势：2027 年工商业储能单次充放成本预计降至 0.4 元 / 千瓦时，光储互动模式将规模化，用户自投比例提升，第三方开发聚焦优质负荷与运维服务。
- 户用分布式：场景创新破局
- 农村场景：可开发屋顶资源超 8000 万户，但配网承载力不足、消纳有限，需依赖能源合作社、整县开发模式。
- 城市场景：公寓楼屋顶产权复杂，阳台光伏成为新方向，单套成本 3000 元左右，需政策明确并网规范与补贴激励。
- 市场化参与模式
- 现货市场：参与方式包括报量报价、聚合参与、价格接受者三类，广东、山东已打通聚合入市通道，辅助服务市场以调频为主。
- 机制电价：作为过渡保障，山东、广东等省竞价结果在 0.22-0.36 元 / 千瓦时，环境价值尚未充分体现。
- 支持自发自用开发
- 扩大绿电消费覆盖行业，推动供应链绿电协同；试点阳台光伏、整楼光伏项目，简化绿电直连 “一对多” 交易规则。
- 优化分时电价，动态调整峰谷价差，建立表后储能容量补偿机制；提升绿证价格，推进 “电 – 证 – 碳” 市场协同。
- 平稳推进全面入市
- 设计机制电价与现货市场联动的激励机制，鼓励光储项目参与交易；放宽用户侧储能反送电限制，释放灵活性价值。
- 降低聚合商、虚拟电厂入市门槛，建设标准化交易平台，简化分布式光伏入市流程与成本。
- 缓解电网承载压力
- 扩大绿电直连适用范围，支持分布式光伏聚合参与直连，减少公共电网依赖；量化光储协同对电网的贡献，给予接入容量优惠。
- 运用数字化技术提升配电网消纳能力，建立光伏出力预测与动态调度机制，优化线路使用权配置。
