光伏人，請記住這三個時間節點！“4.30”、“5.31”、“6.1”

2025 年《分佈式光伏發電開發建設管理辦法》及相關政策中涉及的關鍵時間節點及其影響如下：

一、核心時間節點

2025 年 4 月 30 日

此前併網的工商業分佈式光伏項目可繼續選擇 “全額上網” 模式，享受保障性電價（如山東某 6MW 項目年收益約 228 萬元）；4 月 30 日後併網的項目僅允許 “自發自用 + 餘電市場化交易” 模式，且需匹配 70% 以上負荷才能維持同等收益，負荷不足將直接壓縮利潤。

全國多地出現搶裝高峰，電網企業面臨併網容量激增的挑戰，部分地區（如山東、浙江）通過優先綠區佈局和儲能配套緩解壓力。

2025 年 5 月 1 日

5 月 1 日前完成併網的項目（無論備案時間）可延續原有政策（全額上網、補貼等）；逾期未併網的非自然人項目可能因備案主體不符（如以自然人名義備案的工商業項目）面臨合規風險。

非自然人項目需由投資主體備案，禁止以自然人名義規避責任，過渡期內需完成主體變更或調整運營模式。

2025 年 5 月 31 日

新增項目電價與煤電基準價脫鉤，全面參與電力現貨市場交易（如山東現貨電價曾低至 0.03 元 / 度）。企業需通過峰谷套利、虛擬電廠等模式對衝風險。

新建項目需接入智能調度系統，鼓勵儲能配套（如配置 10%-20% 儲能容量）和源網荷儲一體化。

2025 年 6 月 1 日

所有新增分佈式光伏項目電價由市場競價形成，補貼徹底退出。存量項目（6 月 1 日前併網）可通過差價結算機制銜接原有政策，但需逐步轉向市場化交易。

6MW 以上工商業項目取消餘電上網資格，強制自發自用，並承擔調峰調頻費用。

二、行業影響與應對策略

企業加速併網以鎖定高電價和補貼，山東、浙江等電網承載力強的地區成爲開發熱點，北方紅區（消納飽和）項目轉向儲能或集中式開發。

搶裝潮可能導致併網壓力和質量風險，需選擇合規、可靠的合作伙伴。

盈利模式從 “全額上網依賴補貼” 轉向 “自發自用 + 市場化交易”，需提升負荷預測能力和儲能技術。

技術門檻提高，高效組件、BIPV、智能運維繫統成爲標配，中小型企業面臨洗牌。

嚴格區分備案主體，避免 “自然人名義備案” 的法律風險。

關注地方細則（如省級儲能配置要求），利用綠電交易、碳資產質押等工具降低資金壓力。

三、總結

《管理辦法》通過 “430”“531” 等節點推動行業從政策驅動轉向市場驅動，短期倒逼搶裝與合規整改，長期引導技術創新與精細化運營。企業需聚焦電網承載力強的區域，加速技術升級，以適應市場化挑戰。