2025 年 4 月 30 日成为分水岭。此前并网的工商业项目仍可享燃煤基准电价，6 月 1 日起新增项目须通过市场化竞价确定电价。国家能源局统计显示，政策窗口触发 5 月“抢装潮”，单月新增 92.9 GW，创历史纪录。政策意图明确：用价格信号抑制无序扩张，用市场机制化解“鸭子曲线”带来的消纳压力。
河北、山东、山西等省份已构建“直接交易、聚合代理、价格接受”三条通道。河北要求工商业分布式 2024 年起 20 % 电量先行入市；山东鼓励中小项目委托竞价代理商集中谈判；山西 2025 年起全面放开绿电、绿证自愿交易。各地普遍将“自发自用 50 %”设为红线，内蒙古、吉林则要求 80 % 以上，倒逼屋顶业主与负荷匹配。
具备“四可”（可观、可测、可调、可控）条件的 10 kV 及以上项目可直接参与现货市场；220 V/380 V 小容量项目由聚合商统一代理。结算实行“照付不议、偏差结算”，安徽、广东已跑通聚合商盈利模式：安徽 2024Q4 首批 0.06 亿 kWh 均价 0.438 元/kWh，聚合商利润 250 万元；广东则允许聚合资源参与需求响应、辅助服务，拓宽收益渠道。
《绿电直连通知》明确新能源可通过专线直供单一用户，实现物理溯源，为高耗能企业提供稳定绿电；虚拟电厂指导意见则要求 2027 年形成 20 GW 调节能力，2030 年达 50 GW，首次把分布式
光伏纳入聚合范围。两者叠加，为项目提供“就地消纳 + 市场套利”双重收益，也为电网提供快速灵活性资源。
政策同时提出“谁受益、谁付费”原则，工商业自发自用电量需缴纳备用容量费，倒逼用户侧配储与负荷管理；配电网将加快数字化改造，实现 220 V 节点级现货出清。随着节点价格信号清晰，
分布式光伏投资将从“抢屋顶”转向“抢负荷”，真正回归“以用定发”的分布式本质。
从“补贴时代”到“市场时代”，分布式光伏的商业模式正在重塑：价格由市场决定，电量靠就地消纳，收益来自绿电溢价与系统服务。政策、技术与市场三力合拳之下，分布式光伏有望从“并网即赚钱”走向“与负荷共舞”，成为新型电力系统中灵活、绿色、经济的分布式能源主体。
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