彻底告别“卡脖子”！2026年6月18日起，分布式光伏迎来历史性转折

来源：市场资讯

（来源：光伏联播）

2026年6月18日，中国分布式光伏将迎来里程碑式新政——《分布式电源接入电力系统承载力评估导则》（DL/T 2041-2025）正式生效。该导则由国家能源局发布，核心突破在于：取消变压器80%反向负载率的硬性限制，全面推行“绿、黄、红”三色分区管理机制。此举将打破长期制约分布式光伏接入的“卡脖子”难题，有望激活万亿级市场红利，推动行业进入全新发展阶段。

01

取消80%硬性红线，终结“假性红区”

过去，变压器反向负载率80%是分布式光伏并网的“生死线”。一旦台区负载率超过80%，该区域即被划为“红区”，禁止新增项目接入。

这一刚性限制虽在一定程度上保障了设备安全，但也导致大量“假性红区”的出现——午间光伏大发时段负载率虽短暂超80%，但系统整体消纳能力依然充足，造成大量优质屋顶资源无法开发。

新版导则彻底打破这一天花板，取消80%硬性指标，转而采用差异化管控：

• 无储能配置：反向负载率原则上不超过80%（非绝对红线）

• 配置储能：可放宽至85%-90%

• 并列变压器+安控装置：允许瞬时负载率达到95%

02

三色分区精准管控，储能成为并网核心钥匙

新政以台区负载率为核心指标，将管控区域划分为绿、黄、红三类，既守住电网安全底线，又赋予市场足够灵活度：

• 绿区（负载率＜60%）：承载力充足，即报即接、无条件备案，储能配置为可选而非必需。

• 黄区（60%≤负载率＜85%）：承载力偏紧，项目配置储能或安全自动控制装置后即可正常并网。

• 红区（负载率≥85%）：不再直接禁止审批，经电网改造并配套储能后，可有序接入。

这一分区管理机制，使储能从“可选项”变为黄区、红区并网的“必选项”，直接引爆分布式储能市场需求。

03

市场影响：释放超50GW装机潜力

据行业机构测算，全国范围内因80%红线被限制的分布式光伏潜在规模超过50GW。政策落地后，这些需求将迎来集中释放。

户用光伏：最大受益者

农村地区大量闲置屋顶资源得以开发，不再因“变压器负载率差1-2个百分点”被拒绝并网。预计2026年户用光伏装机同比增幅突破40%。

工商业光伏：降本增效新机遇

工业园区、厂房屋顶摆脱变压器容量限制，“自发自用、余电上网”模式进一步普及，企业用电成本显著降低。

储能产业：迎来刚需红利

04

行业迈向高质量发展：松绑与规范并重

此次政策并非单纯松绑，而是打出“松绑+规范”的组合拳。

新规同步强化行业监管，严厉打击组件功率虚标、劣质产品、光伏“套路贷”等乱象，保障市场良性竞争。

这一政策调整的底层逻辑，是适配高比例新能源接入的新型电力系统建设需求，推动分布式光伏从“规模扩张”转向“高质量发展”。

05

实操建议：如何抓住政策红利

a

对投资主体的建议

• 高负载区域（原黄区/红区）：优先配置储能（建议比例为装机容量的15%-20%），通过“光伏+储能”模式提升接入优先级。

• 低负载区域（绿区）：优先布局，快速完成备案与并网。

• 过渡期策略（2025年12月—2026年6月）：提前对接当地电网企业，按新标准开展踏勘、备案与方案设计。

b

对电网企业的建议

• 技术升级：部署分布式能源管理系统（DERMS），实现对变压器负载率、储能充放电状态的实时监测。

• 管理优化：以季度为周期更新可开放容量数据，并根据电网改造进度动态调整评估结果。

结语

分布式光伏的黄金时代

2026年6月18日，注定是分布式光伏行业的重要里程碑。

从“层层限制”到“全面放开”，从“审批繁琐”到“高效便捷”，国家能源局此次政策组合拳，不仅盘活了分布式光伏的市场潜力，更助力我国构建新型电力系统、推动“双碳”目标实现。

随着新政正式落地，分布式光伏将真正走进千家万户、千厂万企！

国办发【2026】4号文《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》独家解读

导言

自2015年中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号） ，中国电力市场化改革由此启幕，1.0版本徐徐展开。

十年叠浪千重雪，一夕听潮九曲澜。时值2026年2月11日，新春将临之际，国务院办公厅发布国办发〔2026〕4号《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》 ，昭示电力市场改革迈入2.0时代。

作者忝列电力市场行业，亲历市场近年来的欣欣向荣，仰见中央擘画之深、感怀不已，心潮难平。本文试从全国电改视角，略陈对《意见》之浅见，以就教于方家。

注：此类政策文件言简意赅，无一赘语，全文每字皆有分量，逐句研读方可吃透顶层设计的逻辑脉络，推演后续政策演进方向。

研读分析

要点如下：

第一，新型能源体系的特点在于新能源渗透率持续提升，在于电力系统从“源随荷动”向“源网互动”转变。此处提前布局的言下之意是新能源渗透率还将进一步提高，上层对推进双碳政策的意志不会动摇。

第二，连续使用“全国统一”“全国范围”等表述，不只是国家能源局、国家发改委层面的提法，而是由国务院办公厅在最高层级作出指导，后续大概率会有地区率先开展区域性电力市场试点，最有可能的是南方五省或江浙沪地区。

要点如下：

第一，从“打破”“破除”的表述来看，说明此类问题过去确实存在。实际上现货市场开放以来，跨省区电力交易量已有明显增长，省调之间的合作愈发畅通，但距离充分流通仍有差距。

第二，市场体系必须以电力系统安全可靠运行为基础，电力行业常言“安全是最大的效益”，这一点我深为认同，回看岁末年初部分省份将日前经济性出清与可靠性机组组合相分离，这一调整果断且具前瞻性。

第三，我国电力市场仍处于探索阶段，要在如此庞大的体量下构建一套适配国情的规则体系，难度不言而喻，实践中部分省份出现“三月一变”的情况，为经营主体尤其是售电公司市场开发客观上带来了调整，此次最高层开始推动交易规则向统一、高效迈进，是深化电力市场改革的关键支撑。

要点如下：

第一，2030年这一节点并非首次提出，此次重申意味着时间表已经明确：工商业用户除保障性用户外，届时必须直接参与电力市场，即通过售电公司进场交易，不再沿用电网企业代理购电模式。

第二，现货市场全面转入正式运行。从目前推进情况看，除西藏和京津冀地区外，多数省份在2027年前应能实现现货市场正式运行。

第三，2035年全面建成全国统一电力市场，市场化交易电量占比“稳中有升”。需要注意的是，2030年工商业用户已全面入市，后续占比提升空间从何而来？合理的推演是：农业用电和居民用电或将适度放开目录电价管制，将部分电量逐步纳入市场化交易。

第四，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值由市场全面反映。这意味着未来容量拍卖、金融输电权、辅助服务等交易品种将陆续登场。

第五，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成。目标不止于电力市场，而是指向更高层级的全国统一能源市场——一个涵盖电、碳、气、煤、油的多能源耦合体系，这个规划是首次提出。

要点如下：

第一，省间互济的直接价值是降本。一个省若单靠自身解决晚高峰保供，就必须新建大量百万千瓦级火电机组以维持裕度；而若能高效实现省间互济，则完全可以从邻近省份购电。比如江苏晚高峰可从安徽购入，若二者峰时重合，还可从新疆、云南等西部地区跨区长距离送电——时差因素决定了彼此的晚高峰时段并不重叠，这正是省间互济的时空套利空间。

第二，目前，发电侧普遍采用“预交易报量报价—参与省间交易—根据规则决定是否参与省内日前市场”的分步流程；需求侧则仍以目标地电网企业为主，售电公司参与度较低。未来模式应当是：售电公司与发电侧一并报量报价，同时参与省间和日前两级市场。这对调度出清模型的算力构成极高要求——在多省之间求取帕累托最优，其计算量相较单一省内出清是指数级增长。

第三，“研究探索相邻省份自愿联合或融合组织电力交易的可行方式”是区域性电力市场即将落地的明确信号。当前南方五省虽已开展联合出清，但实际仅覆盖省间及南方主网调频层面，各省价格仍自成体系，距离真正的区域市场还有相当距离。

第四，未来各地市电力交易中心的功能将逐步下沉，转向服务虚拟电厂、微电网等新兴主体运营。这一路径与我国期货交易所改革颇有相似之处：本世纪初，各地期货交易所陆续撤销，最终在大连、上海、郑州保留并组建三家国家级期货交易所——即今日之大商所、上期所、郑商所。全国电力交易中心的建立，或将沿袭类似的顶层设计逻辑。

要点如下：

第一，电力体制改革之初，为防范电网经营垄断，国家将原电力系统划分为国家电网和南方电网两家企业，随着市场化进程不断推进，电网逐步回归输配电功能定位，当初拆分的主要目标已基本实现。在此背景下，两大电网经营区实现跨区常态化交易，已是势在必行。

第二，“构建能力更加充分、流向更加合理的输电通道和电网主网架格局”，这一目标无须更多论证——2025年1月15日，国家电网已宣布，“十五五”期间固定资产投资预计达4万亿元，较“十四五”增长40%，四万亿本身就是最有力的注脚。

第三，“一体化建设运营南方区域电力市场，完善长三角电力互济，在省间交易框架下探索区域内同步电网电力互济交易”。由“省间互济”起步，进而探索“区域一体化交易”，政策思路前后贯通、层层递进。

要点如下：

第一，现货市场的核心功能是发现价格，价格信号引导削峰填谷。近期业内反复讨论的结算方式从“差量法”向“差价法”转变，其意义需要结合参考点来看——若中长期合约以日前价格为统一结算点，两种方法并无本质差异；但未来中长期结算锚点必然是实时市场，届时两种路径将产生实质性区别。

第二，25年四季度进入连续结算试运行的省份，一年以后再转入正式运行，节奏上是稳妥且合理的。

第三，用户侧报量报价即将推开。目前仅甘肃、山东采用这一模式，其中甘肃市场情况特殊，相对封闭；山东市场很活跃，但因日前市场为自愿申报，实际参与报价的电量仅约5%。建议有条件的企业可以借山东先行练兵，提前研究报量报价模式下售电公司的报价策略与风险管控方案。

第四，当前省间现货主要由电网企业代理用户参与，未来售电公司必将入场，成为省间交易的重要流动性提供方。

第五，目前约有十个省份已取消市场化用户的行政分时电价，但不少地区属“明取消、实保留”，零售侧实际退回一条直线签约模式。不过这一过渡状态预计不会持续太久。2026年，市场化用户的行政分时管制将在全国范围内实质性退出，未来零售套餐必然是24小时分时定价的格局。

要点如下：

第一，短期内中长期签约比例下限大概率不会取消，但未来是否会转向其他激励约束方式，仍有待进一步观察。

第二，当前中长期交易精细化的发展路径符合中国国情：一方面满足市场主体套期保值与投机套利（提供流动性）的需求，另一方面也通过限制散户与金融资本的直接参与，维护电力市场的规范性与稳定性。我比较期待的是未来滚动撮合交易有望允许同一标的进行双向买卖，可能在同一交易日内实现双向流转，也可能跨日开展双向交易，具体形式取决于灵活性的开放程度。

第三，目前大部分省份在25年年度交易中对价格设置燃煤基准价上下20%的浮动限制。此类行政干预手段较为粗放，与市场化改革方向存在偏差，实践中也催生了阴阳合同、线下返利等问题。预计到2027年年度交易时，此类价格限制有望全面放开。

要点如下：

第一，目前调频市场的市场化程度仍显不足，调度侧行政干预色彩较浓，竞价机制尚未充分体现价格发现功能，部分地区已出现独立储能轮番中标的非正常现象。未来调频辅助服务的参与主体不应仅限于火电和储能，我更看好虚拟电厂参与其中的潜力，这将是其盈利能力的重要拓展方向。

第二，主辅联合出清已是明确的政策方向。对网侧储能而言，这意味着无需分头申报多个市场，一次申报即可完成多市场出清，操作成本明显降低。

第三，从角色定位看，售电公司承担的是财务合约职能，在电力系统中并无实质性受益，但目前却承担了相当比例的成本分摊。2026年1月27日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号） ，明确将火电容量补偿下限提升至165元/千瓦·年。引发普遍关切：系统运行费用是否会进一步推高工商业用户分摊压力。我同样担忧，未来辅助服务成本是否还将持续上行。

要点如下：

其一，绿证本质上是政策性市场工具，官方明确提出价格监测与合理区间引导，说明当前绿证价格波动或过度偏离已进入监管视野。中长期购电协议、多年期合同、聚合交易等模式的推广，既是稳定价格的政策工具，也为市场主体提供了更丰富的绿电风险对冲手段。

其二，原文明确农林生物质发电可参与全国温室气体自愿减排交易市场，并提出“研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径”。这是电碳协同从概念走向制度的重要标志。

第三，横向来看，电、碳、环境权益三个市场的接口正在逐步打通。绿证若能进入碳核算体系，将实质性提升其环境价值的兑付能力。当前碳排放权交易市场成交量持续低迷，将绿证纳入碳体系，亦是盘活市场、增强绿色收益的可行方向。

第四，我国正在构建一整套从生产、消费到国际互认的绿证规则体系。全面引入区块链技术，不仅是为了防篡改、可追溯，更深层的意图是增强国际公信力，为绿证跨境流通、与欧盟碳边境调节机制等国际碳壁垒博弈，提前布设基础设施。

要点如下：

2026年1月27日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号） ，可视为对本条意见的初步落地。未来必然走向容量拍卖路径，届时，参与主体将不仅限于核电、水电，虚拟电厂、工商业储能等一切能够提供可靠容量的电源，均有望纳入容量拍卖体系。

要点如下：

第一，目前各省已陆续推出“固定+联动”类零售套餐，意图正是打通这一价格传导链条，但现阶段方案仍偏初级和简单，现货的联动比例和联动方式都不确定，用户能承担多大的波动比例也尚需探索，期待后续有更完善的套餐设计出台。

第二，通过分时价格信号引导需求侧资源主动参与系统调节，与前文所述用户侧报量报价逻辑一致，核心是通过价格信号激励柔性负荷参与削峰填谷。

第三，此处明确点出售电公司的转型方向。国家电网公司布局较早，已成立多家综合能源服务子公司，具有前瞻性。未来售电公司的业务边界将不再局限于售电，而是拓展至售电、绿电绿证、虚拟电厂、风光储运营等全链条服务。事实上，部分具备战略眼光的售电公司已率先迈出这一步。

要点如下：

第一，从表述看来机制电价不是权宜之计，而是在较长周期内延续的政策安排，只是机制电量的规模会逐年收缩。可以预判的是，待连续两年新能源现货结算价格大面积高于机制电价时，势必出现新能源企业批量退出机制电量的情形，届时市场化程度将随之进一步扩大。

第二，再次指向虚拟电厂的定位问题。江苏省已明确发文，取消新能源负荷聚合商类别，全面转向虚拟电厂建制。可以预见，虚拟电厂未来一定有大放异彩的时候。

第三，强调“多种方式保障煤电收益”，言下之意是煤电的电能量收入将持续走低，利用小时数进一步压缩。火电正从主力电源逐步退居为系统运行的“基石电源”。

第四，气电受制于发电成本高企，水电、核电则因建设成本高昂，长期依赖政府保量保价收购。未来将针对性引入容量补偿、绿证收益等配套机制，待补偿路径成熟后再有序推动入市，形成合理预期。

第五，鼓励煤电机组在重污染天气预警期间降低交易电量，这是电碳协同机制的又一制度延伸。如何落地执行、如何设计相应的补偿激励，仍有待进一步明确，值得持续关注。

要点如下：

第一，逐步缩小电网代理购电规模，目前售电公司和代理购电规模比例7：3，未来五年内，这一比例会持续缩小，售电市场保持增量市场。

第二，推动10千伏及以上用户直接参与电力市场。此要求虽属重申，但实践中多地已不再严格限定电压等级，而主要依据用电类型。以辽宁为例，便利店这样的小商业用户已经开始入市。

第三，再次指向虚拟电厂，尤其是负荷类虚拟电厂。不难看出，虚拟电厂当下虽然不盈利，但是在未来电力系统中承担着重要职能，多项政策部署均有赖于其落地实施。

要点如下：

本段属于原则性表述，不过也对虚拟电厂等新型主体提出了接入标准，即“运行监控、并网运行、双向计量、信息交互”；此外还明确新型主体须公平承担输配电价、系统调节责任、社会责任及政府性基金等成本。此举意在防范政策套利，避免新型主体游离于系统成本分摊之外，同时引导其理性投资、规范运营。

要点如下：

第一，当前各地规则差异过大，部分与国家层面框架存在脱节。下一步各地实施细则的“因地制宜”空间将被收窄，国家层面将强化规则对齐，地方自由裁量权相应收缩。

第二，“规范规则起草、修订、审议、发布流程，建立定期修订制度”，是对前文“部分省份规则一月三变”的正面回应。定期修订不等于随时修订，意在为市场主体提供稳定的政策预期，避免经营主体频繁被动调整。

要点如下：

第一，电力兼具商品与民生双重属性，部分地方行政部门对市场价格波动容忍度较低，稍有偏差便急于动用行政手段纠偏，而市场本身的自我修正机制反而被搁置。此番明确提出整治，是对行政干预边界的必要厘清。

第二，市场力监管并非新设议题，但长期以来执行力度偏弱。背后原因较为复杂：一方面，火电集团多为央企或省属能源集团，与监管主体存在千丝万缕的联系；另一方面，容量补偿机制未足额保障，火电企业在电能量市场存在客观的挺价诉求，以回收固定成本。随着容量电价机制逐步落地，市场力监管的执行条件正在成熟。

要点如下：

第一，“完善主要由供需关系决定的电价形成机制”是电力市场改革一以贯之的核心诉求。2025年底，部分省份将机制电量比例折合进用户侧中长期持仓，旨在平衡年度交易的供需，是一次不错的尝试。此外，也可以预计后续中长期及现货价格上下限还将进一步放开。

第二，“当前各省结算规则差异明显：批发侧有差量结算、差价结算之分，差价结算的参考点亦有日前与实时之别；零售侧有的按峰平谷分时实收，有的折算为平段加权后统一收取。风控体系方面，二级限价标准同样五花八门，缺乏统一规范，后续国家层面会给出指导意见。

第三，随着绿电直连、微电网等新型主体大量接入公共电网，其大部分电量自产自销、少量与网交互，是否收取输配电费、按何种方式收取，已成为现实难题。预计后续输配电价制度调整将对此类场景作出针对性安排。

要点如下：

第一，目前不同省份交易中心的数据接口、模型定义、通信协议差异较大，售电公司开展跨省业务往往需要适配多套系统。

第二，国家电网与南方电网经营区之间、省与省之间尚未完全实现平台级互联，跨区注册/开展业务仍需人工协同。

原则性描述，阅读并按照相关指导精神开展业务即可。

要点如下：

第一，过去电力规划以指令性为主，电源建设、电网投资与市场需求之间存在时滞错配。随着电力市场逐步成型，规划逻辑需要从“计划决定需求”转向“市场信号引导规划”，例如山东目前基本不再批复集中式光伏电站，

第二，部分地区存在规划与供需脱节的现象：一边是高峰时段供电紧张，一边是新能源集中上马导致消纳承压。将供需平衡纳入规划决策变量，意在纠偏规划与运行“两张皮”的问题。

要点如下：

原则性表述，主要还是明确突发情况下交易如何组织、已有合同如何调整、结算如何执行，填补当前市场规则中应急响应机制的空白，意在为非常规手段提供制度依据，同时防止干预泛化。

原则性描述，主要是针对制定量化指标和评价办法，为各地市场建设提供可衡量、可比较的标尺，以评促改、以评促建，推动全国统一电力市场体系持续完善。

结语