作者 | 柯阳明

编辑 | 杨锐

排版校对 | 甘惠淇

近期，我国分布式光伏领域迎来政策密集期，吉林、宁夏、广东、江苏、广西、重庆、海南、山西、湖北等多地纷纷出台分布式光伏管理办法，旨在推动分布式光伏发电高质量发展，相关政策内容各有特点。

例如，吉林对一般工商业余电上网项目设定20%的上网电量上限，并明确大型项目需申请转为集中式电站，此举旨在缓解东北地区电网调峰压力。

而宁夏则根据建筑类型划分自用比例（公共机构30%、工商业厂房50%），并通过“自用比例考核”机制倒逼一般工商业分布式光项目优化负荷匹配，连续两年未达标者转为全自发自用模式。对于大型工商业分布式光伏，宁夏政策表示原则上要选择自发自用模式，等到宁夏电力现货市场连续运行之后，可以采用自发自用余电上网模式参与现货市场。

沿海省份如广东、江苏采取更为灵活的策略。广东暂未强制要求自用比例，为高负荷工业园区预留调节空间；江苏则允许余电上网项目自由选择模式，依托其成熟的配电网改造计划（2025年接入能力达5000万千瓦），为市场化交易奠定基础。

海南则表示，一般工商业分布式光伏发电项目采用自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例不低于50%，海南省目前不会将大型工商业分布式光伏项目调整为集中式光伏电站。

中西部地区如广西、山西通过硬性指标强化本地消纳——广西要求年自用比例不低于50%，山西则强制配置储能设施，并明确调度机构可对未达标项目限制出力，凸显电网安全优先导向。

地处中部中心的湖北表示，自发自用余电上网的一般工商业分布式光伏，年度上网电量不超总发电量的50%，超限部分电网可暂不结算，但企业可申请次年补结 。2025年1月17日前备案但未开工的 “全额上网” 或 “余电上网” 模式工商业分布式光伏项目，即日起停工；已开工但无法在 2025年5月1日前并网的项目，也必须停工调整方案 。

此外，重庆的政策指出，利用公共机构等建筑物及附属场地建设的，原则上不低于30%；利用工商业厂房等建筑物及附属场地建设的，原则上不低于 40%。超出比例的上网电量可暂不予结算。

近年来，中国分布式光伏项目发展迅速，成为新能源发展中的重要力量。

然而，在发展过程中，分布式光伏自身也出现了不少问题，例如发电单机容量小、数量多，并且具有三不均衡——“时段不均衡、季节不均衡、区域不均衡”，还有发电高峰期与用电高峰期不匹配等问题出现。

对此，今年年初，国家能源局出台了《分布式光伏发电开发建设管理办法》，明确了分布式光伏项目可选择的上网模式以及省级能源主管部门对自发自用余电上网项目自用比例的确定权。

现如今，随着各省市政策细则的落地，分布式光伏市场正经历从“粗放扩张”向“精细化管理”的转型。此前，国家能源局《分布式光伏发电开发建设管理办法》明确要求各省结合消纳能力制定差异化规则，这一导向在各地方政策中得到充分体现。例如，吉林、广西等地对自发自用比例设置硬性门槛，旨在通过市场化手段引导项目与本地负荷深度绑定，缓解电网压力。而广东、江苏暂未设定比例限制，则体现出对工商业用户自主调节能力的信任，以及区域电网承载力的差异。

此外，在政策倒逼下，分布式光伏产业正加速技术升级。TOPCon、HJT等N型电池量产效率已突破24.5%，推动组件发电量增益达7%-10%，而钙钛矿叠层技术实验室效率突破31%，为BIPV（光伏建筑一体化）开辟柔性组件新场景。广东、浙江等地对“光伏+储能”项目的补贴政策（如广东0.3元/W储能补贴）进一步刺激技术创新，2025年光储一体化系统集成商毛利率有望达25%-30%。

另一方面，商业模式层面，隔墙售电、虚拟电厂等新业态也正在加速落地。重庆允许补结超限电量，海南暂不调整大型项目为集中式电站，这些政策为市场主体探索交易机制提供空间。据测算，2025年虚拟电厂市场规模将突破200亿元，头部企业通过聚合分布式资源参与调峰调频，可提升项目收益10%-20%。江苏试点分布式光伏参与电力现货市场，峰时段电价上浮20%，更凸显市场化交易的价值潜力。

事实上，各省政策差异还映射出区域资源禀赋与产业结构的深层逻辑，西北地区受限于电网承载力，分布式占比不足5%，而东部沿海省份依托高电价优势与成熟产业链，成为创新试验田。例如，浙江要求新建工业厂房100%预留光伏安装条件，并推动“光伏+乡村振兴”模式，农光互补项目亩均收益提升至2万元/年，较传统农业增长300%。新疆伊犁州奎屯市整县推进试点项目，通过公共机构与工商企业屋顶开发，实现年减碳2.8万吨，探索出西部欠发达地区的绿色转型路径。

另外，高耗能产业正在成为重点突破领域。据悉，湖北推动钢铁、化工企业耦合光伏，用电成本降低15%-40%；深圳数据中心采用“光伏+储能+液冷”系统，PUE值降至1.2以下，年节电超千万度。此类实践不仅提升能源效率，更构建“源网荷储”微生态，为新型电力系统提供模块化样本。

不过，尽管政策红利释放，在运行期间，行业仍面临多重挑战。首先是电网适应性不足，分布式光伏渗透率超50%的区域已出现反向潮流、电压越限等问题；其次是收益率波动风险，山东光伏现货电价曾跌至0.03元/度，较燃煤基准价下降92%，迫使企业转向“储能+需求响应”套利模式；最后，当前中小企业还面临着生存压力，30%中小开发商因并网门槛提高面临退出，转型运维服务或与国企绑定成为出路。

有机构预测称，2025年分布式光伏新增装机预计达45-50GW，工商业占比升至60%，未来行业将进入精耕期。随着136号文推动新能源全面入市，分布式光伏将从“政策驱动”转向“市场驱动”，其灵活性价值通过峰谷价差套利、辅助服务收益加速释放。头部企业如阳光电源、隆基绿能已布局“光伏+氢能”“虚拟电厂”赛道，抢占技术制高点。

长远看，分布式光伏将与新型储能、智能微网深度融合，成为新型电力系统的“毛细血管”。如山西运城“光储直柔”乡镇项目实现光伏直供充电桩，余电就地消纳；浙江德清县通过“光伏天眼”系统提升发电效率15%。

最后，明确相关政策并非分布式光伏发展的终点，而是高质量发展的起点。只有通过技术降本、模式创新与机制完善，分布式光伏才能真正成为重要的新能源发电手段之一。

       原文标题 : “4·30”“5·31”关口将至，全国多地出台分布式新政