从一路开挂到四处受限，分布式光伏“劫波难渡”

摘要： 文 | 华夏能源网今年年初，《分布式光伏发电开发建设管理办法》和136号文相继下发，对光伏电站开发的影响史无前例。其中，...

文 | 华夏能源网

今年年初，《分布式光伏发电开发建设管理办法》和136号文相继下发，对光伏电站开发的影响史无前例。其中，分布式光伏受影响最大，当下的状况甚至可以用“渡劫”来形容。

“管理办法”从源头的项目开发端影响分布式光伏，工商业分布式光伏取消了全额上网，而大型工商业分布式光伏则不建议余电上网，工商业分布式光伏只能选择自我消纳；136号文则取消了原有的保障性收购政策，从电量和电价两方面对新能源消纳进行了改革。

值得注意的是，“管理办法”对户用光伏网开一面，没做任何限制。然而，伴随着新能源装机从14.8亿千瓦继续向上攀升，新能源面临的消纳难愈演愈烈。在这样的大环境下，户用光伏又怎能独善其身呢？

回望过去十年，尤其是最近几年间，分布式光伏装机取得了爆发式增长。数据显示，截至2024年底，中国分布式光伏装机达到3.7亿千瓦，是2013年底的121倍，占全部光伏发电装机的42%。

那么，政策层为何对分布式光伏突然“踩刹车”？在新的消纳办法和政策环境下，分布式光伏会不会一蹶不振？未来，政策应该如何引导分布式光伏健康发展？

一路开挂

中国的新能源起步，最初从西北的集中式风电开始，也就是甘肃的“风电三峡”。在风电起势后，集中式光伏也开始起量。

分布式光伏却一直发展缓慢。即使在“双碳”目标提出的2020年，分布式光伏也未有起色。

2020年底，中国风电装机为2.8亿千瓦，光伏装机为2.5亿千瓦。在当年2.5亿千瓦的光伏装机中，分布式光伏仅有7831万千瓦，在光伏总装机中占比30.9%。在2020年光伏新增装机中，集中式占比仍高达68%。

从2021年开始，分布式光伏就“一路开挂”。尤其是在最近两年间，分布式光伏年新增装机，几乎占到了全部光伏新增装机的“半壁江山”。

2024年，新增分布式光伏装机达到1.2亿千瓦。截至2024年底，中国分布式光伏累计装机达到3.7亿千瓦。4年间新增装机3亿千瓦，在全部光伏装机中的占比也达到了42%。

发电量方面，2024年分布式光伏发电量3462亿千瓦时，占光伏发电量的41%。

华夏能源网分析认为，分布式光伏从几年前的“小拇指”，成长为目前光伏年度新增装机的主力，背后由多个因素交织而成：

一是政策鼓励下，央国企和地方政府大力推进。

在“双碳”目标引领下，中国锚定了2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标。为完成这一目标，央国企、地方政府将发展新能源作为重要任务。分布式光伏量大面广，地方政府能够自主决策，因此增长更为迅速。

值得一提的是，分布式光伏的突飞猛进还得益于“整县推进”政策，即以县域行政区域为单位，将分散的分布式光伏集约化开发。2021年6月，国家能源局发文启动分布式光伏整县推进工作，随后还确定了676个试点县名单。据天风证券2022年一份报告显示，按照每个县20万千瓦的开发规模计算，“整县推进”总规模预计超过1亿千瓦。

二是相比于集中式光伏，分布式光伏在电价政策等方面享受优待。

2022年以来，仍有多地出台分布式光伏支持政策，浙江、广东、江苏、安徽、上海等地还有部分市级、区级补贴。这在整个光伏行业走向平均上网、取消国补后，是非常难得的。

三是，电价上涨、电力供应不稳，工商业企业对安装分布式光伏需求强烈。

2021年、2022年夏冬高峰，多省电力供应出现紧张。浙江、广东、江苏、云南、四川等省份的部分工业企业，在缺电时期都经历了程度不一的限电限产。安装光伏，对于这些地区的工商业企业来说，可以很好的应对不时之需。

中道遇挫

天时、地利、人和加持下，分布式光伏的装机上去了，然而，问题也就随之而来：光伏装机超标之后，电力系统无法全部消纳掉午间大发的光伏电量。

这一问题的直接表现，先是分布式光伏被设置接网红区，紧接着就是光伏电站午间被要求限电停发。

华夏能源网注意到，从2023年上半年至今，分布式光伏接网难题已经席卷了全国逾10个省份，有超过400个县先后出现低压承载力红色区域，包括黑龙江81个县、山西73个县、河南近70个县、河北南网53个县、广东37个县、山东37个县、辽宁近20个县、广西10余县、福建4个县等。红区内，分布式光伏被叫停。

此外，2023年以来，无论是集中式还是分布式，光伏电站午间接电网通知自动弃光限电停发现象也日渐增多。青海集中式电站接电网通知，午间要限电停发三四个小时；分布式光伏大省河南，多个县区的分布式光伏业主，接电网通知午间要限电停发三四个小时到六七个小时不等。

消纳问题更深层次的表现是，整个电力系统受到冲击，甚至影响到了安全。

有电力系统内部人士指出：由于新能源发电具有较强的随机性、间歇性、波动性特点，当局部电网的风光装机比例超过了30%，电力系统可用的灵活性调节资源就十分紧缺了。

以分布式第一大省山东为例，截至2024年底，山东省光伏累计并网容量达到了7352万千瓦，其中分布式光伏累计并网容量为5020万千瓦。随着光伏并网发电量逐渐增多，原有送电设施不足以支撑输电配送，电力并网消纳出现了严重的瓶颈。于是，山东在所有省份中最早出现了负电价，2023年5月，山东实时电力现货交易中就出现了长达20多个小时的负电价。

为了整个电力系统的安全与高效运行，就必须对光伏装机进行总量协调，在地域空间布局上适当控制，让分布式光伏向“自发自用、就地消纳”的原始定位回归。从这个角度来看，国家能源局“管理办法”的出台很有必要且正当其时。

“管理办法”出台后，各地都在制定相应的地方政策。但部分省份的政策却较为严苛，宁夏、四川、湖北、吉林、山东等地的最新政策都对工商业分布式光伏上网电量比例做出了从30%-80%不等的严格限制。

在严格的上网比例限制之下，分布式光伏面临着一场劫难，且恐怕要持续很长时间，分布式光伏之前的好日子是再有不会有了。

疏堵结合

既然政策的指挥棒明确了方向，那么，分布式光伏企业就需要主动做出调整，应对政策调整以及消纳变局。

未来，分布式光伏项目开发者恐怕要慎之又慎。对他们来说，光伏已经超标的地区，自发自用没有保障的，再好的项目也宁可不上马。

正如西南电力设计院原副总工程师吴安平所言，新能源开发最重要的是前期规划，“头脑发热一味上项目，得不偿失”。

当然，放在碳中和的大战略下看，能源主管部门对分布式光伏并非是要“一棒子打死”，未来仍要实现更大的发展。

政策调整分布式光伏，并不只是单纯地砍项目、限制上网比例，也在从更加积极的层面去为分布式光伏释放发展空间，主动去促进分布式光伏的发展。对于从业者来说，主动应变才是明智之举。

首先，对于分布式光伏电站来说，既然上网比例无法掌控，那么，要想最大限度有效消纳发电量，争取获得高电价，苦练入市内功就极为必要了。

分布式光伏入市，后期肯定要与煤电看齐，需要提供出力曲线。不同于煤电的是，光伏出力曲线很难做到精准无误，那样的话，电量偏差考核就会吃大亏。所以，解局之道，就是要做出力曲线的精准预测，这项内功是基本功。

其次，从各地政策来说，也不能仅仅只是限制分布式光伏。关上了一道门的同时，也应该为分布式光伏开启一道新的门。比如，创造条件支持和鼓励分布式光伏绿电直供。

早在2024年10月，国家能源局公布《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》时，就提出了“绿电直连”构想，“建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制”。绿电直供，用电企业受益，分布式光伏业主也受益。

但是，绿电直连、绿电直供的命门，在于能否真正做到“离网”，这会触及到电网利益。大电网为绿电直连配备备用电源，需要成本，包括输电网、配电网等输配电基础设施的成本，备用的火电电源成本，都需要有人去分摊。

因而，现实的、健康的、可持续的绿电直连，必须考虑系统费用分摊，必须对电网基础设施建设成本做出补偿，必须为煤电等支撑性电源的调节服务付费。舍此，就不会有全面铺开的绿电直连。这需要政策层面加以推动。

再次，有效消纳分布式光伏，还需要电网的转型。

中国大电网的调度机制，是高度集中垂直、自上而下的，国调指挥省调，省调指挥市调……这么一路下来，到了区县这一级别的电网就没有自主权了，只能是上面给安排什么电，就是什么电。区内分布式新能源的自平衡，根本就做不起来。

反观德国等欧洲国家，新能源消纳比例之所以特别高，其电网主要采用适合分布式新能源的平衡单元模式。平衡单元最大的好处，就是它的电力自平衡机制，也叫负平衡机制。

德国有2700多个平衡单元，每一个单元的地理范围大致相当于中国的一个县。

德国大量的分布式光伏装在社区里，新能源首先要平衡单元里原地消纳，不能随便上网，否则就要有额外的调节收费。这样的模式下，分布式光伏就不会冲击到大电网，安装使用潜力得到充分释放。

德国的模式告诉我们，分布式光伏在严重的消纳瓶颈下，适当规范很有必要。但是，靠“堵”解决不了问题，更重要的是要去加以“疏导”。理顺矛盾、疏解堵点后，分布式光伏依然还有巨大发展空间。