政策解读 | 中小型工商业分布式光伏与“四可“的落地路径

5月21日，650号文《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》

8月27日，1144号文《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》

9月2日，1171号文《电力现货连续运行地区市场建设指引》

9月12日，1192号文《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》

市场化改革下，分布式光伏成 “四可” 方案的核心应用场景。

一、分布式光伏划定 “商业入场资格”，“四可” 成标配门槛

136 号文作为新能源全面入市的“规则蓝本”，其“所有新能源电量全量参与市场交易”的要求对分布式光伏（尤其是工商业项目）的影响尤为直接。

这类项目多依赖“自发自用+余电上网”模式，通过“四可”的“可观”、“可测”实现数据溯源，满足136号文“交易电量可追溯、价值可量化”的核心要求。

二、让分布式光伏借 “四可” 实现 “从被动并网到主动盈利”

电力现货市场的连续运行，为分布式光伏提供了 “峰谷套利” 的新空间，但间歇性出力特性使其面临 “申报偏差惩罚” 风险。

1171 号文“允许新能源灵活调整申报曲线”的规则，需搭配“四可”的“可调”能力（如根据现货电价预测，远程调节逆变器出力）才能落地，“四可” 已从 “合规工具” 升级为分布式光伏在市场化场景中的 “收益放大器”。

物理通道打通中，分布式光伏推动 “四可” 方案走向规模化。

一、绿电直连模式下，分布式光伏成 “就近消纳主力”，“四可” 解决 “匹配难题”

650 号文“以荷定源、物理溯源”绿电直连模式，与分布式光伏“就近开发、就地消纳”的特性高度契合——工商业园区的分布式光伏（如厂房屋顶光伏）可直接对接园区负荷，实现 “发用同步”。但这类项目存在 “出力随光照波动、负荷随生产变化” 的双重不确定性，需 “四可” 的 “可控” 能力（如根据负荷变化调节光伏出力）确保 “自发自用比例不低于 60%”（650 号文要求）。

据国家能源局数据，2025 年上半年绿电直连项目中，分布式光伏占比达 68%，其中配置 “四可” 系统的项目，消纳率比未配置项目高15个百分点，印证了“四可”是分布式光伏适配绿电直连模式的“技术桥梁”。

二、权责利厘清后，“四可”成分布式光伏降低接入成本的“关键抓手”

1192 号文“按受益方承担成本”的原则，让分布式光伏项目无需再承担全额电网改造费用（如直连专线由源荷双方共担），但同时也要求项目 “不增加电网安全风险”。此时“四可”的“可调可控”能力成为核心：通过远程调节无功功率、限制最大出力，分布式光伏可避免接入点电压越限（1192号文明确“并网点电压偏差需控制在±5%内”），无需额外投入无功补偿设备，单项目接入成本可降低12%-18%，“四可”精准匹配1192号文“降本+安全” 的诉求。

储能规模化中，分布式光伏+“四可”+储能成“最优解”，1144 号文推动的新型储能规模化，不仅是政策体系的“枢纽”，更是分布式光伏与“四可”方案形成“商业-物理双闭环” 的核心支撑。

一、商业端：“分布式光伏+储能+四可”实现“收益最大化”

依托 136 号文的市场化定价与 1171 号文的现货场景，“四可” 系统可联动储能实现 “峰放谷充”。国家能源局数据显示，2025 年二季度配置 “四可 + 储能” 的分布式光伏项目，平均 IRR（内部收益率）比单独光伏项目高 3.2 个百分点，印证 1144 号文 “储能 + 新能源” 模式的商业价值。

二、物理端：“四可”联动储能解决分布式光伏“波动痛点”

“四可”从“新建项目合规门槛”转向“存量项目升级刚需”；

“四可”与数字化深度融合，通过AI算法优化出力预测，进一步适配1171号文现货市场的精细化交易需求；

“分布式光伏+四可+储能+绿电直连”的一体化方案成为主流，这类项目既能享受136号文绿电溢价，又能通过1144号文获取储能辅助服务收益，将成为新型电力系统“用户侧革命”的核心载体。

分布式光伏“四可”方案

工商业分布式光伏防逆流方案

交直流混合配电网方案