3月25日，湖北省能源局重磅发布《湖北省分布式光伏发电开发建设管理实施细则（征求意见稿）》，瞬间在光伏行业掀起波澜，引发各方热议。

限电结算，强制化自发自用？

湖北省能源局发布的意见稿的核心主要有4点：

限制上网电量：一般工商业光伏项目的年度上网电量不得超过发电量的50%，超出部分暂不结算，但可在次年补结。

暂停未开工项目：2025年1月17日前已备案但未开工的“全额上网”或“余电上网”项目，一律暂停开工。

调整在建项目：已开工但无法在2025年5月1日前并网的项目，需暂停施工并调整上网方式和建设方案。

市场参与：分布式光伏上网电量原则上全部参与电力市场交易。

明显目的在于通过限制分布式光伏项目的上网电量比例，引导项目更多地实现“自发自用”。

这一政策与全球光伏此前报道的多地暂停分布式光伏备案的现象一脉相承。国家层面提倡“应并尽并”，但地方电网因容量不足被迫“一刀切”暂停备案，规划与执行严重脱节，矛盾何在？

无处不在的消纳困境

近年来，分布式光伏装机量激增，但配电网升级滞后，导致余电上网电量超出本地消纳能力，威胁电网稳定性。

最新数据显示，湖北省2024年分布式电源承载力为320万千瓦，主要集中在武汉市（287万千瓦），但许多区域已触及消纳“红区”警戒线，被迫暂停新增光伏申报。在此背景下，湖北省调整政策，通过经济手段如限制高比例上网电量的结算电价或削减补贴引导光伏项目转向“自发自用”模式，以缓解电网消纳压力，保障电网稳定运行。

湖北新政与2024年10月国家能源局发布的《分布式光伏管理办法（征求意见稿）》形成呼应。后者要求大型工商业分布式光伏必须“全部自发自用”，并配置防逆流装置，明确禁止直接接入公共电网。湖北则进一步通过结算限制，将政策压力传导至经济层面：

一方面，意见稿规定，对于年度上网电量超过发电量50%的部分，电网公司暂不结算，直接削弱了依赖电网回购的盈利模式，迫使投资者优先满足本地用电需求，从而抑制“余电上网”的冲动。

另一方面，湖北于2024年1月提出的工商业分时电价机制，通过将尖峰电价上浮至基准价的2倍、低谷电价下浮至0.45倍的浮动比例，引导用户调整用电时段，间接缓解了光伏发电的波动性对电网的冲击。

通过政策组合拳，精准调控分布式光伏项目的消纳模式，既保障了电网的稳定运行，又推动了分布式光伏项目的可持续发展。

产业转型的十字路口

湖北新政不仅凸显了电网承载能力不足和政策执行中的矛盾，还暴露了补贴机制的遗留问题。2015年，全额上网分布式项目因补贴来源模糊引发争议，电网企业垫付补贴的压力最终导致政策调整。

此次湖北限制上网电量结算，可以看作是对这一历史问题的延续性应对，缓解电网压力的同时，也避免了补贴机制带来的潜在风险。

当然，这一政策对光伏产业的影响也是深远且多维度的。

首先商业模式面临转型。政策的调整迫使光伏项目从传统的“赚电费”模式向“省电费”模式转变。工商业用户需要更精准地匹配发电与用电曲线，这使得储能配置的需求显著上升。例如，浙江、山东等地已经开始探索分布式光伏与储能的结合，虽然目前尚未强制要求，但这种趋势已经逐渐显现。

其次是收益的不确定性增加。上网电量结算的限制可能会延长项目的投资回收期，部分收益率刚好“踩线”的项目可能面临搁浅的风险，这无疑将加剧行业的洗牌。

最后，技术升级的压力增大。防逆流装置、虚拟电厂聚合等技术的要求不断提升，将进一步推动光伏系统向智能化、可控化方向演进，促使企业加大研发投入，以适应新的政策和技术要求。

如何从“堵”到“疏”

本想大刀阔斧干光伏，但在地方实际实施中，消纳问题却屡屡成为“绊脚石”，市场化空间打开并非一蹴而就。

为解决这一问题，国家能源局已在山东等6省开展分布式光伏承载力评估试点，这一举措需加快推广步伐。同时，虚拟电厂和源网荷储一体化模式能够有效聚合分散的能源资源，显著提升电网的灵活性和适应性。此外，探索“共享储能”模式可降低储能配置成本，完善电力现货市场则能通过价格信号精准引导自发自用及储能的充放电行为。

更重要的是，在政策设计上，应摒弃“一刀切”的做法，转而实施精细化管理。例如可根据区域的消纳能力进行分级管理，在光伏渗透率较高的地区推行动态配额制，而非简单地限制结算，从而实现更科学、更有效的政策调控。

湖北“限电结算”政策是当前光伏消纳困局的缩影，又一次折射出新能源转型的系统性挑战。分布式光伏必须解决无序扩张问题并实现高质量消纳，否则类似政策或将在更多消纳重灾区复制，成为制约光伏装机的隐形枷锁。

无论如何，光伏的信心不能动摇。

政策原文见下：

（图片来源：摄图网）