2026年1月7日，浙江省发改委发布《浙江省能源局关于促进分布式光伏高质量消纳建立补偿分摊机制的通知(征求意见稿)》，提出，建立分布式光伏调节补偿机制。参与调节的分布式光伏将获得补偿，以未参与调节分布式光伏的发电效率为基准，计算参与调节分布式光伏的理论发电量，以理论发电量和实际发电量的差值为调节电量，参与有效调节的分布式光伏按照有效响应调节电量获得补偿。

参与调节的分布式光伏将获得补偿，补偿资金由非统调燃煤、统调核电、生物质垃圾发电和分布式光伏发电主体(除自然人户用项目外)进行分摊。

鼓励项目通过建设电源侧储能提升调节能力。分布式光伏发电在调节时段的上网电量全额参与分摊，具备“四可”能力的分摊系数设置为0.5.不具备“四可”能力的分摊系数为1.各主体根据调节日白天(7:00-19:00)上网电量乘以分摊系数后的占比进行分摊。按照全网调节和局部电网调节情况，公平合理分摊费用。

关于公开征求《浙江省能源局关于促进分布式光伏高质量消纳建立补偿分摊机制的通知（征求意见稿）》意见的通知

为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》(发改能源〔2025〕1360号)精神，拓展分布式光伏开发与消纳空间，提高分布式光伏自调节能力和消纳水平，保障电网安全稳定运行，我局起草了《浙江省能源局关于促进分布式光伏高质量消纳建立补偿分摊机制的通知(征求意见稿)》，现公开征求社会意见，征求意见时间为2026年1月7日至2月8日。如有意见建议，请以电子邮件或信函方式反馈至省能源局新能源处，并注明“浙江省能源局关于促进分布式光伏高质量消纳建立补偿分摊机制的通知反馈意见建议”字样。

联系人：杜国伟;联系电话：0571-87052582;

电子邮件：zjnyjxnyc@163.com;

邮寄地址：浙江省杭州市西湖区省府路8号;邮编：310025.

企事业单位反馈意见，请注明单位名称、组织代码、联系人、联系方式。个人反馈意见，请注明姓名、身份证号、联系方式。

附件：浙江省能源局关于促进分布式光伏高质量消纳建立补偿分摊机制的通知(征求意见稿)

浙江省能源局

2026年1月7日

浙江省能源局关于促进分布式光伏高质量消纳建立补偿分摊机制的通知

（征求意见稿）

各设区市发展改革委，宁波市能源局，省电力公司、各有关能源企业：

为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》(发改能源〔2025〕1360号)精神，拓展分布式光伏开发与消纳空间，提高分布式光伏自调节能力和消纳水平，保障电网安全稳定运行，现将有关工作通知如下。

一、积极促进新能源消纳，科学安排调节措施

(一)采取各项措施促进新能源消纳。电网企业要采取有效措施，精心做好负荷预测和新能源出力预测，充分挖掘系统调节能力，科学安排机组组合，积极争取上级调度机构支持，统筹考虑新型主体市场化响应、填谷需求响应等市场化措施，在确保电网安全运行和电力可靠供应的基础上，保障新能源最大化消纳，促进新能源高效利用。

(二)科学安排各类电源参与调节。各类电源均有参与调节、促进新能源消纳的义务。统调新能源按照现货市场出清结果参与调节，非统调集中式新能源按照调度指令参与调节。在日间用电负荷较低、新能源出力较高的节假日等特殊时段，以及重大基建停电等特殊情况下，当各项消纳手段全部用尽、分布式光伏无法全额消纳时，电网企业组织分布式光伏参与调节。按照“先高压、后低压”“优先调控工商业项目”的原则参与调节，在消纳缺口较大时，对不具备调度端远程控制条件的分布式光伏，可根据调节原则在日前安排整站停运，具体调节清单和执行顺序由各设区市发展改革委(能源局)会同各地电网企业制定发布。

二、提升光伏调节能力，促进网源协同发展

(三)提升分布式光伏“四可”能力。分布式光伏项目要完善功率采集、远程控制技术措施，当电网负备用不足或其他原因需要调峰时，应积极配合电力调度机构开展控制和调节。并网电压等级10千伏及以上分布式光伏发电项目，要将运行信息实时传送至电力调度机构，满足采集、监视、远程控制要求，具备并实现接收、自动执行电力调度机构指令进行功率控制的功能。并网电压等级0.4千伏及以下分布式光伏发电项目(以下简称“低压分布式光伏”)，要满足数据采集、监测需求，具备实现接收、自动执行调度指令进行功率控制的功能。分布式光伏并网设备“四可”的统一技术要求和标准由省电力公司制定，报省能源局审核后公布。

(四)加快分布式光伏调节能力改造。存量项目要按计划完成“四可”改造;增量项目在并网时同步实现“四可”能力，确保全覆盖。电网企业、分布式光伏发电项目投资主体应根据产权分界点投资建设相关设施。各设区市要加快存量项目改造进度，完成10千伏及以上分布式光伏“四可”能力全覆盖，持续提升低压分布式光伏“四可”能力覆盖比例。对于确因现场条件、技术限制等客观原因无法进行“四可”改造的用户，应书面承诺按电网要求日前自主完成调控，未履行承诺的，在威胁电力系统安全稳定运行时先行予以解列。

三、建立补偿分摊机制，激发调节动力

(五)建立分布式光伏调节补偿机制。参与调节的分布式光伏将获得补偿，以未参与调节分布式光伏的发电效率为基准，计算参与调节分布式光伏的理论发电量，以理论发电量和实际发电量的差值为调节电量，参与有效调节的分布式光伏按照有效响应调节电量获得补偿。

(六)明确分摊范围和机制。补偿资金由非统调燃煤、统调核电、生物质垃圾发电和分布式光伏发电主体(除自然人户用项目外)进行分摊。非统调燃煤、统调核电和生物质垃圾发电的最小调节基准值参照统调燃煤的最小技术出力标准设置为40%，在分布式光伏参与调节的时段内，非统调燃煤、统调核电和生物质垃圾发电实际最小出力超过最小调节基准值的，需参与分摊，分摊系数为1.鼓励项目通过建设电源侧储能提升调节能力。分布式光伏发电在调节时段的上网电量全额参与分摊，具备“四可”能力的分摊系数设置为0.5.不具备“四可”能力的分摊系数为1.各主体根据调节日白天(7:00-19:00)上网电量乘以分摊系数后的占比进行分摊。按照全网调节和局部电网调节情况，公平合理分摊费用。

四、强化协同服务联动，营造良好发展环境

(七)加强组织协调。各设区市发展改革委(能源局)、电网企业和新能源企业要加强沟通协调，建立协同机制，及时协调解决工作推进中的问题。

(八)建立工作机制。如安排分布式光伏参与调节，省电力公司应提前向浙江省能源局报告，如遇威胁电力系统安全稳定运行等情况需紧急安排分布式光伏参与调节，可事后报告。

(九)做好服务保障。电网企业要依据分布式光伏接入电网承载力评估结果，科学合理规划电网建设、改善区域电网承载能力。各设区市发展改革委(能源局)要协调新能源企业强化本地“四可”装置保护，主动配合设备运维和调试演练等工作。

(十)强化宣传引导。各设区市发展改革委(能源局)、电网企业应做好分布式光伏建设、运营相关主体宣传、告知、沟通、解释工作，引导新能源企业积极参与电网调节，引导分布式光伏有序开发、就地消纳。

附件：分布式光伏参与调节补偿分摊方案(试行)

浙江省能源局

2026年X月X日

附件1

分布式光伏参与调节补偿分摊方案(试行)

分布式光伏参与出力调节情况下，按照以下方案补偿参与调节分布式光伏的发电收益损失。

一、补偿项目及机制

一是在分布式光伏范围内补偿。为保障分布式光伏调节工作公平开展，对参与调节的分布式光伏进行补偿。

二是明确参与调节分布式光伏类型。除自然人户用项目外的分布式光伏纳入调节范围。其中，具备“四可”功能的按照调度指令参与调节，不具备“四可”功能的根据电网要求日前自主完成调节。

三是明确调节补偿机制。参与调节的分布式光伏主体获得补偿，补偿费用纳入次月结算电费。以未参与调节分布式光伏的发电效率为样板，计算得到参与调节分布式光伏的理论发电量，理论发电量和实际发电量的差值为调节电量，参与调节的分布式光伏按照调节电量获得补偿。

二、补偿费用计算方法

针对分布式光伏参与调节的调控日，计算参与调节分布式光伏的调节电量，按照补偿标准予以补偿。

1.按设区市计算项目分布式光伏发电效率样板，以未参与调节的分布式光伏发电效率为样板，计算调节日的发电效率样板小时。

其中，T为设区市发电效率样板小时，W为该设区市全部未参与调节分布式光伏的发电量，C为该设区市全部未参与调节分布式光伏的装机容量。

2.响应有效性判定

2.1日前响应：分布式光伏在响应时段同时满足以下两个条件则认定为有效响应：一是执行时段内满足P≤P管控的比例大于50%;二是≤P管控。

其中，P为发电负荷，为调控时段内的最大发电负荷，P管控=发电户装机容量×调控比例，调控比例由电网企业在调控前至少提前一日通知发电企业。

如分布式光伏有效响应，则有效响应系数Yi=1.反之，则Yi=0.

2.2日内响应：分布式光伏调控成功率大于50%认定为有效响应

其中，调控成功率=该户实际调控成功逆变器容量之和/该户可调逆变器容量之和。

如分布式光伏有效响应，则有效响应系数Yi=1.反之，则Yi=0.

3.计算参与调节分布式光伏i的日理论发电量。计算公式为：

Wi,max=T×Ci

其中，Wi,max为参与调节分布式光伏i的日理论发电量，Ci为i的装机容量。

4.用理论发电量扣减实际发电量后，得到参与调节分布式光伏i的日调节电量，乘以补偿标准后得到i的补偿费用。计算公式为：

Fi=(Wi,max-Wi)×B×Yi

其中，Fi为参与调节分布式光伏i的日调节补偿费用，Wi为i的日发电量，B为补偿标准。

B=最近一次分布式光伏机制电价竞价结果×机制电量比例上限+现货市场申报价格下限×(1—机制电量比例上限)

5.日补偿费用为当日所有参与调节主体的补偿费用之和，参与调节主体的月补偿费用为他的日补偿费用之和。

三、分摊项目及机制

一是明确补偿分摊主体。补偿资金由非统调燃煤、统调核电、生物质垃圾发电和分布式光伏发电主体(除自然人户用项目外)进行分摊。非统调燃煤、统调核电和生物质垃圾发电的最小调节基准值参照统调燃煤的最小技术出力标准设置为40%，在分布式光伏参与调节的时段内，非统调燃煤、统调核电和生物质垃圾发电实际最小出力超过最小调节基准值的，需参与分摊，分摊系数为1.分布式光伏发电在调节时段的上网电量全部参与分摊，具备“四可”能力的分摊系数设置为0.5.不具备“四可”能力的分摊系数为1.各主体根据调节日白天(7:00-19:00)上网电量乘以分摊系数后的占比进行分摊。

二是公平合理设置分摊区域范围。全网调节情况下，由全网非统调燃煤、统调核电、生物质垃圾发电和分布式光伏分摊补偿费用;局部电网调节情况下，由对应电网供电分区内非统调燃煤、统调核电、生物质垃圾发电和分布式光伏分摊补偿费用，最小分摊区域为市级电网供电分区，后续根据电网调节需求逐步向县级供电分区及主变供电区域延伸。

三是按上网电量和分摊系数乘积占比分摊补偿费用。由控制区域内的分摊主体，按照调控日白天(7:00-19:00)的上网电量乘以分摊系数后的占比进行分摊，分摊费用纳入次月结算电费。

四、分摊费用计算方法

针对分布式光伏参与调节的调控日，计算参与调节的分布式光伏的发电收益损失，由区域内参与分摊主体按照占比均摊补偿费用。

1.计算调控日的全部补偿费用

其中，F为日补偿费用，Fi为参与调节的分布式光伏i的日补偿费用，M为参与调节的分布式光伏主体总个数。

2.分摊主体按照调控日白天(7:00-19:00)的上网电量乘以分摊系数后的占比进行分摊。

其中，Rj为分摊主体j的日分摊费用，Qj为该分摊主体白天(7:00-19:00)的上网电量，非统调燃煤和统调核电属市场化主体，其白天(7:00-19:00)的上网电量按30分钟分时电量累积计算，生物质垃圾发电属非市场化主体，其白天(7:00-19:00)的上网电量按日上网电量的1/2计算，分布式光伏主体白天(7:00-19:00)的上网电量按日上网电量计算，为该分摊主体分摊系数(具备“四可”能力主体的分摊系数为0.5.其他分摊主体的分摊系数为1)，N为分摊主体总个数。

3.分摊主体的月分摊费用为他的日分摊费用之和。

4.若发生抄表示值缺失情况的，按照电量示值拟合规则补全，确保结算结果公平公正。