一块电池破解电网困局，安徽新政为分布式光伏打开最后禁区。
2025年7月22日，安徽省能源局发布的重磅文件犹如一颗深水炸弹，瞬间引爆光伏行业。文件中最引人瞩目的是那句：“对工商业分布式光伏年自发自用电量比例暂不作要求。”
更大的突破在于红区解禁：文件明确指出，对于暂无可开放容量的红区，只要自愿加装适当规模的储能设施，依托存量负荷建设的分布式光伏项目即可并网接入。
01 红区困境：分布式光伏的拦路虎
在电力领域，“红区”意味着电网可开放容量为零，新项目无法接入。传统观念中，红区就是分布式光伏的禁区。
国网安徽电力按季度发布区域划分，红区往往集中在工业密集、用电负荷大的地区。 这些地区恰恰是工商业光伏潜力最大的区域。
面对红区，企业只有两种选择：要么放弃项目，要么排队等待电网扩容。无论哪种，都意味着时间和经济效益的损失。
安徽新政的突破在于提供了第三条道路——通过储能破解容量困局。
02 配储解锁：政策的核心突破
安徽省能源局7月22日的通知给出了明确路径：“对于暂无可开放容量地区，依托存量负荷建设的分布式光伏发电项目，可由各市发展改革委组织电网企业开展评估，在自愿通过加装适当规模的储能设施满足相关要求时并网接入”。
这一规定创造了历史性突破：
自愿配储：企业根据项目情况自主决定储能配置方案
评估并网：由市发改委组织电网企业进行专业评估
技术解禁：打破红区不能新增项目的传统限制
通知同时明确：“依托新增负荷建设的全部自发自用分布式光伏发电项目，不受可接入容量限制。”这一条为新建工业园区清洁能源建设打开了绿灯。
03 技术支撑：光储融合的创新实践
政策背后是强大的技术支撑体系。安徽正积极推进“光储充一体化”和“源网荷储协同互动”模式，这正是解决红区并网的技术关键。
在安庆市高新区，源网荷储一体化项目已进入实施阶段。该项目一期建设2.5MW/5MWh储能电站，采用直流1500V系统方案和液冷设计，并网电压等级为10kV。
该储能系统与光伏及变电站配合，实现光储融合、能量搬移、调峰调频等多项功能，同时可接受电网调度，参与电网辅助服务。
安徽的技术探索不止于此。
04 管理创新：从比例松绑到四可管控
安徽省此次政策调整的另一亮点是对自发自用比例的松绑。通知明确：“鉴于负荷特性存在明显差异，我省对工商业分布式光伏年自发自用电量比例暂不作要求”。
这标志着安徽从硬性指标管理转向柔性引导，鼓励通过光储协同、柔性负荷调度等市场化方式提高自发自用比例。
对于大型工商业项目，政策也体现了灵活性：原则上选择全部自发自用模式，但也可采用自发自用余电上网模式参与电力现货市场。当用户负荷发生较大变化时，还可申请调整为集中式电站。
与此同时，安徽加强了运行管控要求，规定新建项目必须在并网验收前通过“可观、可测、可调、可控”功能测试，存量项目则需在2027年底前完成改造。
05 安全规范：储能的标准化保障
储能解禁红区的同时，安徽省已建立完善的安全技术规范体系。2024年10月《安徽省用户侧电化学储能技术导则（征求意见稿）》已经形成明确要求。导则对用户侧储能项目提出了严格技术要求：
功率响应：接入10kV及以上电压等级的储能需在500ms内达到最大充放电功率
容量匹配：0.4kV接入不超过1000kW，10kV接入不超过6000kW
孤岛防护：检测到非计划孤岛时，2秒内断开与用户配电系统连接
这些规范为“配储并网”政策提供了安全保障，确保在放开容量的同时不降低电网安全标准。
06 商业前景：零碳园区的安徽路径
安徽新政为工商业光伏配储创造了巨大商业空间，通过部署能量管理系统，实现了光伏、储能、充电桩的协调控制。
该系统的核心价值包括：
需量控制：降低15%-30%用电成本
削峰填谷：储能低谷充电、高峰放电
虚拟电厂：聚合分布式资源参与辅助服务市场
在安徽政策下，这种模式可在红区复制，创造出全新的商业机遇。园区可以通过“自发自用+余电上网”模式，形成降低购电成本和售电收益的双驱动机制。
安徽的破冰之举正催生全省范围内项目落地。
全省范围内，电网企业正加紧改造系统，目标是在2027年底前使所有分布式光伏项目具备 “可观、可测、可调、可控”能力。
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