2013年
国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号），首次明确光伏产业战略定位，提出推动分布式光伏应用、完善电价补贴机制等要求。同年，国家能源局出台《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（国能新能〔2013〕433号），规范项目备案、建设及并网流程。
1. 电价补贴标准
每千瓦时0.42元：明确对分布式光伏发电项目按发电量给予电价补贴，补贴资金通过可再生能源发展基金支付，由电网企业转付。
2. 免征政府性基金
对分布式光伏自发自用电量免收可再生能源电价附加、重大水利建设基金、水库移民后期扶持基金、农网还贷资金四项政府性基金。
3. 政策文件依据
财建〔2013〕390号：明确补贴申请条件，要求项目完成备案、并网验收，并通过电网企业逐级审核上报。
财综〔2013〕103号：免征基金政策自2013年11月19日起生效。
发改价格〔2013〕1638号：首次确立0.42元/千瓦时的补贴标准。
4. 其他支持措施
国务院国发〔2013〕24号文件提出推动分布式光伏应用，完善电价补贴机制，为后续政策提供顶层设计。
以上政策通过电价补贴、税费减免和规范化管理，奠定了分布式光伏市场化发展的基础。
2014年
1. 补贴标准延续
电价补贴维持0.42元/千瓦时：分布式光伏发电项目继续执行2013年确立的补贴标准，按全电量补贴，由可再生能源发展基金支付并通过电网企业转付。
2. 补贴资金管理规范
非自然人项目需完成备案及并网验收：国家电网明确要求项目单位取得备案意见、接入意见函，并在并网验收后申请纳入补助目录。
补贴发放流程优化：财政部要求补贴资金按季预拨、按月转付，优先保障分布式光伏项目补贴拨付。
3. 政策延续性
国家能源局强调分布式光伏的战略意义，要求各地区加强规划管理并推动应用创新。
补贴执行期限仍遵循20年原则，但未调整补贴标准。
注：2014年国家层面未出台新的补贴调整政策，核心措施聚焦于落实既有补贴机制并强化资金管理。
2015年
国家发改委发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格〔2015〕3044号），首次建立光伏电价退坡机制，明确分布式项目补贴标准延续0.42元/千瓦时。
补贴标准
全国统一电价补贴为0.42元/千瓦时，补贴期限20年，资金由可再生能源发展基金支付，电网企业负责转付。
自发自用余电上网项目，余电部分按当地燃煤标杆电价收购。
模式选择与调整
允许分布式光伏项目选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”模式。这是分布式光伏“全额上网”模式的首次亮相。
选择“全额上网”的项目，执行当地光伏电站标杆电价（如Ⅲ类资源区0.98元/千瓦时），不得再变更为“自发自用”模式。
补贴覆盖范围
屋顶分布式及全部自发自用的地面分布式项目不设建设规模限制，建成后直接纳入补贴范围。
其他支持措施
补贴发放优化：财政部要求按季预拨、按月转付，优先保障分布式项目。
市场化竞争机制：鼓励通过招标确定电价，但不得高于国家标杆电价。
注：2015年政策核心为延续0.42元/千瓦时基准补贴，同时通过模式创新和地方加码推动市场化发展。
2016年
电价补贴标准
全国统一补贴为0.42元/千瓦时（含税），补贴期限原则上为20年，自项目并网之日起执行。
对“自发自用、余电上网”模式，余电部分按当地燃煤机组标杆上网电价收购（含脱硫、脱硝、除尘电价）。
模式选择与电价调整
允许项目选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”模式：
全额上网模式：执行光伏电站标杆电价，2016年6月30日前备案并全容量并网的项目，按原电价（山东省0.98元/千瓦时）执行；2016年6月30日后备案或未全容量并网的项目，山东省电价调整为0.85元/千瓦时。
选择“全额上网”后不可再变更为“自发自用”模式。
补贴发放流程优化
自然人分布式项目简化管理：不再纳入目录制管理，完成并网后即可享受补贴，由电网企业定期汇总并备案。
补贴资金通过电网企业按月转付，优先保障分布式项目发放。
其他支持措施
光伏扶贫专项政策
将分布式光伏纳入扶贫范围，保障无劳动能力贫困户每年增收3000元以上，优先支持整村推进项目。
鼓励通过PPP模式推动光伏扶贫，财政补贴向相关项目倾斜。
市场化机制探索
允许通过招标方式确定电价，但中标电价不得高于国家标杆电价。
注：2016年政策延续了0.42元/千瓦时的基准补贴，同时通过模式灵活化、流程简化和地方加码，进一步推动分布式光伏市场化与规模化发展。
2017年
2017年底，国家发改委发布《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》（发改价格规〔2017〕2196号），明确工商业分布式自2018年1月1日起光伏补贴调整为0.37元/千瓦时、全额上网模式0.75元/千瓦时，开启补贴退坡加速阶段。
电价补贴标准
全国统一度电补贴为0.42元/千瓦时（含税），补贴期限为20年，自项目并网之日起执行。
分布式光伏项目可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”模式：
全额上网模式：执行所在资源区的光伏电站标杆电价（如山东三类资源区2017年标杆电价为0.85元/千瓦时，含国家补贴）。
余电上网部分：按当地燃煤机组标杆上网电价收购（如山东省2017年燃煤标杆电价为0.3949元/千瓦时）。
2018年
“531新政”全面暂停光伏补贴，分布式光伏项目仅保留自发自用余电上网模式，补贴标准降至0.32元/千瓦时，行业加速向市场化转型。
一、国家层面政策
标杆电价调整
全额上网模式：2018年1月1日后投运的分布式光伏项目，按所在资源区执行调整后的标杆电价，分别为Ⅰ类0.55元/千瓦时、Ⅱ类0.65元/千瓦时、Ⅲ类0.75元/千瓦时（较2017年降低0.1元/千瓦时）。
余电上网模式：补贴标准由0.42元/千瓦时降至0.37元/千瓦时（2018年1月1日后投运项目适用）。
扶贫项目特殊政策
村级光伏扶贫电站（≤0.5MW）及户用扶贫项目维持原电价及补贴标准：Ⅰ-Ⅲ类资源区标杆电价为0.65元、0.75元、0.85元/千瓦时，户用扶贫项目补贴0.42元/千瓦时。
二、地方政策（以山东省为例）
电价与补贴标准
全额上网：2018年1月1日后投运的分布式项目执行0.75元/千瓦时（Ⅲ类资源区标准），扶贫项目户用全额上网电价0.85元/千瓦时。
余电上网：燃煤标杆电价为0.3949元/千瓦时，叠加国家补贴0.37元/千瓦时（仅限2018年5月31日前备案并投运的项目）。
关键时间节点
2018年6月30日前并网的户用项目：
全额上网电价维持0.75元/千瓦时，余电上网补贴0.37元/千瓦时。
2018年7月1日-2019年10月31日并网的户用项目：
全电量补贴降至0.18元/千瓦时，国补资金由电网追补清算。
三、补贴结算优化
自然人项目简化管理：
电网企业直接垫付补贴，无需纳入补贴目录，按月结算。
历史项目追补：
2018年6月30日前并网但未结算的补贴，由电网一次性追补至2019年12月；2020年起按正常周期垫付。
注：2018年政策核心为“630”时间节点划分，此前并网项目享受原有高补贴，此后并网项目补贴大幅降低，且市场化机制逐步强化。
2019年
国家发改委发布《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2019〕761号），明确户用分布式补贴标准为0.18元/千瓦时，工商业项目全面采用竞价模式。
2020年
《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2020〕511号）明确当年户用分布式补贴为0.08元/千瓦时，标志着国家层面补贴政策全面退出。
2021年
一、国家层面政策调整
中央财政补贴退出
工商业分布式项目：2021年起，新备案的工商业分布式光伏项目中央财政不再补贴，执行当地燃煤发电基准价或通过市场化交易形成电价。
户用分布式项目：2021年纳入中央财政补贴规模的户用分布式光伏项目，全发电量补贴标准为0.03元/千瓦时（如山东地区）。
市场化交易与基准电价
新建项目可选择参与市场化交易，电价由市场形成，或直接执行当地燃煤发电基准价（如山东省基准价为0.3949元/千瓦时）。
采用“全额上网”模式的户用项目，实际电价为燃煤基准价叠加补贴（如山东户用项目电价为0.3949+0.03=0.4249元/千瓦时）。
二、地方性政策延续
山东省：2021年8月1日前并网的户用项目补贴0.03元/千瓦时；8月1日后新项目执行平价上网（燃煤基准价0.3949元/千瓦时）
三、电价机制优化
分时电价政策
工商业分布式项目参与分时电价交易时，电价浮动比例根据时段划分（如山东高峰时段上浮70%，低谷时段下浮70%）
注：2021年分布式光伏政策核心为“中央补贴退出+市场化定价”，仅保留户用项目少量补贴，地方政策以延续或调整原有规则为主。
2022年
一、国家层面政策
中央财政补贴退出
工商业分布式项目：2022年起新备案的工商业分布式光伏项目不再享受中央财政补贴，执行当地燃煤发电基准价或通过市场化交易形成电价。
户用分布式项目：国家层面的全电量补贴政策自2022年起全面退出，户用项目转向市场化定价或无补贴模式。
二、地方政策（以山东省为例）
容量补偿电价
参与电力现货市场的分布式光伏项目，容量补偿电价标准为0.0991元/千瓦时，补偿费用通过用户侧收取。
容量补偿目标电价暂定为28元/千瓦·月，优先通过市场机制回收。
电价结算规则
未参与市场交易的分布式光伏项目，上网电价按当地燃煤发电基准价执行（如山东省基准价为0.3949元/千瓦时）。
支持分布式光伏与用户直接协商电价，电网收取分电压等级的“过网费”。
扶贫项目延续政策
村级光伏扶贫电站（含联村电站）继续执行固定上网电价0.85元/千瓦时（延续2020年政策）。
三、其他支持措施
市场化交易试点
鼓励分布式光伏参与电力现货市场，通过分时电价机制调节供需（如山东高峰时段电价上浮70%，低谷时段下浮70%）。
余电上网电量按集中式光伏现货市场月加权平均电价结算（适用于部分新备案项目）67。
技术管理要求
分布式光伏项目需安装防逆流装置或计量装置，并接受电网统一调度，确保可观、可测、可调、可控。
注：2022年政策核心为“市场化定价+地方补偿机制”，国家补贴全面退出后，分布式光伏主要依赖燃煤基准价、容量补偿及市场化交易实现收益。
2023年
政策重点转向市场化机制建设，推动分布式光伏参与绿电交易、碳排放权交易，并启动整县推进试点，强化配电网承载力评估。
一、国家层面政策
用地分类管理规范
国家能源局等三部门联合发布通知，明确光伏项目用地实行分类管理：光伏方阵用地不得占用耕地，严禁擅自建设非发电必要的配套设施；鼓励利用未利用地和沙漠、戈壁等区域建设大型光伏基地。
同步推动分布式光伏与国土空间规划衔接，优化项目布局和开发时序。
分布式光伏接入电网试点
国家能源局在山东、黑龙江、河南等6省开展分布式光伏接入电网承载力评估试点，旨在解决消纳受限问题，探索提高电网承载能力的技术路径。
二、地方性政策
山东：配储与分时电价机制
在电网承载力黄色/红色区域，新增非自然人项目配建15%容量、2小时储能设施（或租赁等效容量）。
探索分布式光伏分时上网电价机制，推动其参与电力现货市场交易。
三、技术与管理要求
“四可”功能普及
山东、江西、安徽等六省明确要求新建分布式光伏项目具备“可观、可测、可调、可控”功能，存量项目由电网免费改造以满足调度需求。
防逆流装置强制安装
自发自用项目需强制安装防逆流装置，防止电力倒送电网。
区域消纳限制
根据电网消纳能力划分红、黄、绿区域，红色区域暂停新增分布式光伏接入。
四、市场化交易与消纳责任
分时电价与不平衡费用分摊
分布式光伏项目参与电力市场时需承担分时电价浮动风险（如山东高峰电价上浮70%、低谷下浮70%）。
与其他市场主体共同承担电网不平衡费用。
容量补偿机制
山东等地对参与电力现货市场的项目提供容量补偿电价（0.0991元/千瓦时）。
注：2023年政策核心聚焦于消纳能力提升、储能配置强制化、市场化交易深化，通过技术标准、区域管理和电价机制调整推动分布式光伏高质量发展。
2024-2025年
国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号），替代2013年旧规，将分布式光伏细分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四类，明确容量上限及并网模式（如大型工商业项目原则上需“全部自发自用”）。
要求新建项目满足“可观、可测、可调、可控”功能，存量项目由电网免费改造，提升电网调度能力。
接网消纳与承载力评估
明确电网企业需配合省级能源主管部门开展分布式光伏接入电网承载力评估，建立配电网可开放容量按季度发布和预警机制，科学引导项目布局。
在浙江、山东等6省试点分布式光伏接入电网承载力评估，推动源网荷储协同发展。
市场化交易机制深化
鼓励分布式光伏通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与电力市场交易，支持分时电价机制（如山东高峰时段电价上浮70%）。
规模超过6兆瓦的分布式光伏项目需选择全部自用模式，余电上网电量按集中式光伏现货市场月加权平均电价结算。