“4·30”“5·31”關口將至，全國多地出臺分布式新政

近期，我國分布式光伏領域迎來政策密集期，吉林、寧夏、廣東、江蘇、廣西、重慶、海南、山西、湖北等多地紛紛出臺分布式光伏管理辦法，旨在推動分布式光伏發電高質量發展，相關政策內容各有特點。

例如，吉林對一般工商業余電上網項目設定20%的上網電量上限，并明確大型項目需申請轉為集中式電站，此舉旨在緩解東北地區電網調峰壓力。

而寧夏則根據建筑類型劃分自用比例（公共機構30%、工商業廠房50%），并通過“自用比例考核”機制倒逼一般工商業分布式光伏項目優化負荷匹配，連續兩年未達標者轉為全自發自用模式。對于大型工商業分布式光伏，寧夏政策表示原則上要選擇自發自用模式，等到寧夏電力現貨市場連續運行之后，可以采用自發自用余電上網模式參與現貨市場。

沿海省份如廣東、江蘇采取更為靈活的策略。廣東暫未強制要求自用比例，為高負荷工業園區預留調節空間；江蘇則允許余電上網項目自由選擇模式，依托其成熟的配電網改造計劃（2025年接入能力達5000萬千瓦），為市場化交易奠定基礎。

海南則表示，一般工商業分布式光伏發電項目采用自發自用余電上網的，年自發自用電量占發電量的比例不低于50%，海南省目前不會將大型工商業分布式光伏項目調整為集中式光伏電站。

中西部地區如廣西、山西通過硬性指標強化本地消納——廣西要求年自用比例不低于50%，山西則強制配置儲能設施，并明確調度機構可對未達標項目限制出力，凸顯電網安全優先導向。

地處中部中心的湖北表示，自發自用余電上網的一般工商業分布式光伏，年度上網電量不超總發電量的50%，超限部分電網可暫不結算，但企業可申請次年補結。2025年1月17日前備案但未開工的“全額上網”或“余電上網”模式工商業分布式光伏項目，即日起停工；已開工但無法在2025年5月1日前并網的項目，也必須停工調整方案。

此外，重慶的政策指出，利用公共機構等建筑物及附屬場地建設的，原則上不低于30%；利用工商業廠房等建筑物及附屬場地建設的，原則上不低于40%。超出比例的上網電量可暫不予結算。

近年來，中國分布式光伏項目發展迅速，成為新能源發展中的重要力量。

然而，在發展過程中，分布式光伏自身也出現了不少問題，例如發電單機容量小、數量多，并且具有三不均衡——“時段不均衡、季節不均衡、區域不均衡”，還有發電高峰期與用電高峰期不匹配等問題出現。

對此，今年年初，國家能源局出臺了《分布式光伏發電開發建設管理辦法》，明確了分布式光伏項目可選擇的上網模式以及省級能源主管部門對自發自用余電上網項目自用比例的確定權。

現如今，隨著各省市政策細則的落地，分布式光伏市場正經歷從“粗放擴張”向“精細化管理”的轉型。此前，國家能源局《分布式光伏發電開發建設管理辦法》明確要求各省結合消納能力制定差異化規則，這一導向在各地方政策中得到充分體現。例如，吉林、廣西等地對自發自用比例設置硬性門檻，旨在通過市場化手段引導項目與本地負荷深度綁定，緩解電網壓力。而廣東、江蘇暫未設定比例限制，則體現出對工商業用戶自主調節能力的信任，以及區域電網承載力的差異。

此外，在政策倒逼下，分布式光伏產業正加速技術升級。TOPCon、HJT等N型電池量產效率已突破24.5%，推動組件發電量增益達7%-10%，而鈣鈦礦疊層技術實驗室效率突破31%，為BIPV（光伏建筑一體化）開辟柔性組件新場景。廣東、浙江等地對“光伏+儲能”項目的補貼政策（如廣東0.3元/W儲能補貼）進一步刺激技術創新，2025年光儲一體化系統集成商毛利率有望達25%-30%。

另一方面，商業模式層面，隔墻售電、虛擬電廠等新業態也正在加速落地。重慶允許補結超限電量，海南暫不調整大型項目為集中式電站，這些政策為市場主體探索交易機制提供空間。據測算，2025年虛擬電廠市場規模將突破200億元，頭部企業通過聚合分布式資源參與調峰調頻，可提升項目收益10%-20%。江蘇試點分布式光伏參與電力現貨市場，峰時段電價上浮20%，更凸顯市場化交易的價值潛力。

事實上，各省政策差異還映射出區域資源稟賦與產業結構的深層邏輯，西北地區受限于電網承載力，分布式占比不足5%，而東部沿海省份依托高電價優勢與成熟產業鏈，成為創新試驗田。例如，浙江要求新建工業廠房100%預留光伏安裝條件，并推動“光伏+鄉村振興”模式，農光互補項目畝均收益提升至2萬元/年，較傳統農業增長300%。新疆伊犁州奎屯市整縣推進試點項目，通過公共機構與工商企業屋頂開發，實現年減碳2.8萬噸，探索出西部欠發達地區的綠色轉型路徑。

另外，高耗能產業正在成為重點突破領域。據悉，湖北推動鋼鐵、化工企業耦合光伏，用電成本降低15%-40%；深圳數據中心采用“光伏+儲能+液冷”系統，PUE值降至1.2以下，年節電超千萬度。此類實踐不僅提升能源效率，更構建“源網荷儲”微生態，為新型電力系統提供模塊化樣本。

不過，盡管政策紅利釋放，在運行期間，行業仍面臨多重挑戰。首先是電網適應性不足，分布式光伏滲透率超50%的區域已出現反向潮流、電壓越限等問題；其次是收益率波動風險，山東光伏現貨電價曾跌至0.03元/度，較燃煤基準價下降92%，迫使企業轉向“儲能+需求響應”套利模式；最后，當前中小企業還面臨著生存壓力，30%中小開發商因并網門檻提高面臨退出，轉型運維服務或與國企綁定成為出路。

有機構預測稱，2025年分布式光伏新增裝機預計達45-50GW，工商業占比升至60%，未來行業將進入精耕期。隨著136號文推動新能源全面入市，分布式光伏將從“政策驅動”轉向“市場驅動”，其靈活性價值通過峰谷價差套利、輔助服務收益加速釋放。頭部企業如陽光電源、隆基綠能已布局“光伏+氫能”“虛擬電廠”賽道，搶占技術制高點。

長遠看，分布式光伏將與新型儲能、智能微網深度融合，成為新型電力系統的“毛細血管”。如山西運城“光儲直柔”鄉鎮項目實現光伏直供充電樁，余電就地消納；浙江德清縣通過“光伏天眼”系統提升發電效率15%。

最后，明確相關政策并非分布式光伏發展的終點，而是高質量發展的起點。只有通過技術降本、模式創新與機制完善，分布式光伏才能真正成為重要的新能源發電手段之一。

（文章來源：預見能源）