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）》，宛如一颗巨石投入光伏行业的湖面，激起千层浪，瞬间引发各界的广泛热议。
“限电结算” 背后：强制走向自发自用？
此次湖北省能源局发布的意见稿核心要点聚焦于四点：
其一，限制上网电量。一般工商业光伏项目的年度上网电量被限定不得超出发电量的 50%，超出部分暂时不予结算，不过可顺延至次年补结。这一举措犹如一道 “紧箍咒”，给项目的电量外送套上了约束。
其二，暂停未开工项目。凡是在 2025 年 1 月 17 日前已备案却尚未开工的 “全额上网” 或 “余电上网” 项目，一律按下 “暂停键”，不得开工建设，让不少筹备中的项目暂时搁置。
其三，调整在建项目。对于那些已经开工但无法在 2025 年 5 月 1 日前实现并网的项目，要求暂停施工，并且对上网方式以及建设方案进行重新调整，给在建工程的推进带来变数。
其四，市场参与。分布式光伏上网电量原则上需全部参与电力市场交易，将项目进一步推向市场竞争的浪潮之中。
细究之下，不难发现该政策的明显意图 —— 通过对分布式光伏项目上网电量比例加以限制，强力引导项目朝着更多 “自发自用” 的方向发展。
这一政策与此前全球光伏所报道的多地暂停分布式光伏备案现象实则同出一辙。国家层面大力倡导 “应并尽并”，旨在推动新能源广泛并网，助力能源转型，然而地方电网却因容量不足，无奈采取 “一刀切” 做法暂停备案，使得规划蓝图与实际执行之间出现了严重的脱节。
矛盾根源：无处不在的消纳困境
近年来，分布式光伏装机量呈现出爆发式增长态势，犹如雨后春笋般纷纷涌现。但与之不相匹配的是，配电网的升级步伐却相对滞后，二者之间的 “落差” 导致余电上网电量远超本地消纳能力，进而对电网稳定性构成严重威胁。
最新数据清晰地显示，湖北省 2024 年分布式电源承载力为 320 万千瓦，其中武汉市就占据了 287 万千瓦，高度集中的承载压力使得众多区域纷纷触及消纳 “红区” 警戒线，无奈之下只能暂停新增光伏申报。在此严峻背景下，湖北省果断调整政策，巧妙运用经济杠杆，诸如限制高比例上网电量的结算电价，又或是削减补贴额度，以此引导光伏项目向 “自发自用” 模式转型，力求缓解电网消纳压力，切实保障电网的稳定运行。
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）》遥相呼应。后者明确要求大型工商业分布式光伏必须实现 “全部自发自用”，并且配备防逆流装置，严禁直接接入公共电网。湖北则更进一步，通过结算限制这一关键环节，将政策压力切实传导至经济层面：
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。这一规定如同一记重拳，直接击中依赖电网回购盈利模式的 “要害”，迫使投资者不得不优先着眼于满足本地用电需求，进而有效抑制 “余电上网” 的冲动。
另一方面，湖北于 2024 年 1 月推行的工商业分时电价机制，通过将尖峰电价大幅上浮至基准价的 2 倍，低谷电价下浮至 0.45 倍的浮动比例，巧妙引导用户合理调整用电时段，间接缓解了光伏发电因自身波动性给电网带来的冲击。
湖北省通过打出这一套政策 “组合拳”，对分布式光伏项目的消纳模式进行精准调控，既为电网的稳定运行筑牢根基，又为分布式光伏项目的可持续发展注入动力。
产业转型：站在十字路口的抉择
湖北新政不仅将电网承载能力不足以及政策执行过程中的矛盾暴露无遗，还揭开了补贴机制遗留问题的 “伤疤”。回首 2015 年，全额上网分布式项目因补贴来源不明晰而深陷争议漩涡，电网企业垫付补贴的沉重压力最终倒逼政策进行调整。
此次湖北限制上网电量结算之举，可以视作是对这一历史遗留问题的延续性应对策略。在缓解电网压力的同时，巧妙避开补贴机制可能衍生的潜在风险。
毋庸置疑，这一政策对光伏产业的影响广泛且深入，呈现出多维度的态势。
首先，商业模式亟待转型。政策风向的转变迫使光伏项目告别传统的 “赚电费” 单一模式，转而向 “省电费” 模式大步迈进。工商业用户如今需要更加精细、精准地匹配发电与用电曲线，这直接催生了对储能配置的旺盛需求。以浙江、山东等地为例，当地已经率先探索分布式光伏与储能相结合的新模式，尽管现阶段尚未强制推行，但这股潮流已然势不可挡，渐成趋势。
其次，收益的不确定性显著增加。上网电量结算受限这一因素，极有可能拉长项目的投资回收期，那些收益率恰好处于临界线、“踩在钢丝上” 的项目甚至面临夭折、搁浅的风险，无疑会加速行业内部的优胜劣汰，加剧洗牌进程。
最后，技术升级压力与日俱增。防逆流装置、虚拟电厂聚合等技术要求持续攀升，如同高悬的 “达摩克利斯之剑”，鞭策着光伏系统朝着智能化、可控化方向加速演进，促使企业不断加大研发投入，以顺应新的政策导向与技术潮流。
破局之道：从 “堵” 到 “疏” 的跨越
诸多从业者本怀揣着在光伏领域大干一场的豪情壮志，然而在地方实际落地实施过程中，消纳问题却屡屡成为横亘在前的 “绊脚石”，市场化的广阔空间并非轻易就能开启。
为有效破解这一难题，国家能源局已在山东等 6 省积极开展分布式光伏承载力评估试点工作，当下亟需加快推广这一有益举措的步伐。与此同时，虚拟电厂以及源网荷储一体化模式宛如两把 “金钥匙”，能够高效聚合分散的能源资源，极大提升电网的灵活性与适应性。此外，探索 “共享储能” 模式可有效削减储能配置成本，完善电力现货市场则能借助价格信号精准引导自发自用以及储能的充放电行为，为行业发展注入新活力。
尤为关键的是，在政策设计层面，必须摒弃以往 “一刀切” 的粗放式做法，转而推行精细化管理。例如，可依据区域的消纳能力进行科学分级管理，在光伏渗透率较高的地区尝试推行动态配额制，摒弃简单生硬的结算限制手段，从而达成更为科学、高效的政策调控效果。
湖北 “限电结算” 政策恰似当前光伏消纳困局的一个生动缩影，再度折射出新能源转型征程中面临的系统性挑战。分布式光伏产业务必解决无序扩张的乱象，实现高质量消纳，否则类似的政策调控手段或将在更多消纳问题突出的地区如法炮制，成为制约光伏装机进一步增长的隐性枷锁。
但无论前路如何崎岖，光伏产业蓬勃发展的信心绝不能有丝毫动摇，其作为新能源主力军，必将在曲折中砥砺前行，迈向光明未来。
