摘要：国家能源局近日印发《关于进一步深化电力业务资质许可管理更好服务新型电力系统建设的实施意见》，宣布了一项关键政策突破：除另有规定外，分布式光伏、分散式风电、新型储能、智能微电网等新型经营主体原则上被纳入电力业务许可豁免范围。
一张许可证的消失，背后是整条能源产业链的重构浪潮。
国家能源局近日印发《关于进一步深化电力业务资质许可管理更好服务新型电力系统建设的实施意见》，宣布了一项关键政策突破：除另有规定外，分布式光伏、分散式风电、新型储能、智能微电网等新型经营主体原则上被纳入电力业务许可豁免范围。
这一政策松绑直击分布式能源和储能的并网痛点，为新能源项目缩短至少45个工作日的审批周期。文件同时强调增量配电企业依法享有区域配电网投资建设权，电网企业必须公平提供互联服务，其他主体不得越界发展用户。
截至2024年底，中国分布式光伏累计装机达3.7亿千瓦，占全部光伏装机的42%，较2013年增长121倍。2024年其新增装机1.2亿千瓦，贡献了当年光伏新增装机的43%，发电量达3462亿千瓦时。
与此同时，新型储能装机呈现“井喷”态势。2024年全国新型储能装机规模突破7376万千瓦，是“十三五”末的20倍，同比增长超130%。内蒙古、新疆、山东位列装机前三，10万千瓦以上大型储能电站占比超62%。
然而，分布式项目长期面临“小散乱”的监管困境。此前非自然人投资项目若以自然人名义备案，存在权责不清问题。国家能源局在2025年初已明确要求“非自然人项目不得以自然人名义备案”，但对存量项目设置过渡期至2025年5月1日。
新政明确将分布式光伏、分散式风电、新型储能、智能微电网四类主体纳入豁免清单。这意味着项目无需申请电力业务许可证即可并网运营，大幅降低制度性交易成本5。对于以园区屋顶光伏、家庭储能为代表的分布式能源，准入壁垒基本消除。增量配电企业权益保障：
文件首次在许可层面确立增量配电企业的区域专营权：“已取得供电类许可证的增量配电企业，依法享有配电网投资建设及经营管理权”。同时要求电网企业公平互联，禁止其他企业在已许可区域争夺用户。这解决了长期存在的“电网企业挤压增量配电网”争议。承装许可门槛降低：
合理压减承装（修、试）电力设施许可等级，科学调整准入标准，为中小型民营企业参与电网工程创造空间。监管重心转向事中事后，对专业人员变动、虚假承诺等行为强化查处，确保“放活”与“管好”并行。
该政策并非孤立存在，而是与2025年两大电力改革形成“组合拳”：
新能源全面入市（136号文）：要求新能源电量原则上全部进入电力市场，终结固定电价时代。同时建立“差价结算机制”：当市场价低于机制电价时补偿差价，高于时扣减差价，为新能源收益托底。现货市场全覆盖（394号文）：
明确2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，取消新能源强制配储，推动储能通过辅助服务市场获取收益。午间光伏大发时段的调峰需求激增，使储能调峰收益有望从0.5元/千瓦时升至1-1.5元/千瓦时。
政策协同释放明确信号：分布式能源与储能在豁免准入限制后，需通过市场竞争实现价值兑现。
2025年6月1日，广东、广西、云南、贵州、海南启动新能源现货市场结算试运行，成为全国改革前沿9。南方电网通过三大创新破解消纳难题：
AI精准预测：部署“大源”模型实现168小时风光功率分钟级预报，精度达93%虚拟电厂聚合：整合500万千瓦分布式资源，单次响应收益超百万元绿证分离交易：2024年广东绿电交易量72.6亿千瓦时，环境溢价达0.03元/千瓦时分布式光伏迎来爆发窗口。随着备案流程简化，“整县推进”模式下，农光互补、渔光互补等创新项目将加速铺开。以汕头为例，亚洲最大渔光互补项目年发电量近6亿千瓦时，通过“市场电价+机制电量”模式锁定收益。
新型储能面临市场化生存考验。尽管装机激增，但2024年等效利用小时仅约1000小时。政策转向后，储能需在三个方面突破：
技术端：发展构网型储能提升电网支撑能力成本端：压缩空气储能向30万千瓦级迈进，降低度电成本机制端：通过现货价差套利、辅助服务获取收益安全底线不容突破。国家能源局在《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》中明确要求：储能响应速度需达95%以上，新建项目必须通过电池抽检和消防验收3。华东地区已要求2025年底前停运不合规电站。
随着南方五省区现货市场在6月1日启动，全国电力市场化版图正加速拼合。当分布式光伏在屋顶自由呼吸，当储能电站从“成本负担”转向“调峰盈利”，这场始于一张许可证的变革，终将重塑14亿千瓦新能源装机的未来。
政策制定者已落下关键一子，而棋盘另一端，企业正用技术创新与市场博弈给出回应——南网能源的涨停，只是资本投票的开端。
来源：时刻在生活
