2025年二季度，分布式光伏政策迎來密集調(diào)整期。
吉林、寧夏、湖北、江蘇、廣東、江蘇、貴州、廣西、重慶、海南、山西11大省份相繼出臺新規(guī)，對工商業(yè)分布式光伏的余電上網(wǎng)比例提出差異化要求，折射出地方政府對新能源消納與市場化改革的深度考量。
各省政策核心以及創(chuàng)新點分析
1.吉林：余電上網(wǎng)20%“硬約束”
政策核心：2025年一般工商業(yè)分布式光伏余電上網(wǎng)比例不得超過20%，自用比例需達80%以上，超限電量按燃煤基準電價（0.3035元/度）結算，且電網(wǎng)可拒絕接入。
適用范圍：2025年4月1日后備案項目，存量項目自2026年1月起執(zhí)行。
數(shù)據(jù)支撐：截至2025年2月，吉林分布式光伏累計裝機4.7GW，其中工商業(yè)占比68%，現(xiàn)有項目平均余電上網(wǎng)比例達45%。
2.寧夏：分類管理下的自用底線
公共機構：依托公共機構建設的項目，自用比例不低于30%；
工商業(yè)廠房：依托廠房的分布式光伏，自用比例不低于50%。
動態(tài)調(diào)整：若連續(xù)兩年未達標，項目將強制轉為“全額自用”模式，切斷余電上網(wǎng)通道。
3.海南：光儲協(xié)同豁免容量限制
核心條款：一般工商業(yè)自用比例≥50%；全部自發(fā)自用+儲能項目不受可開放容量限制。
創(chuàng)新突破：通過儲能解決海島電網(wǎng)脆弱性，優(yōu)先支持自貿(mào)港園區(qū)示范項目。
4.廣東：消納優(yōu)勢下的靈活機制
核心條款：暫不限制自用比例，允許自主選擇全額或余電上網(wǎng)模式。
優(yōu)勢：廣東消納能力較強，2025年Q1綠區(qū)占比擴大至65%，市場化交易活躍。
5.江蘇：市場化消納全覆蓋
核心條款：不設自用比例限制，余電上網(wǎng)項目全面參與電力現(xiàn)貨市場，電價由市場交易形成。
創(chuàng)新點：允許分布式光伏參與峰時段電價上浮（+20%），提升收益彈性。
6.湖北：余電上網(wǎng)50%上限
核心條款：工商業(yè)項目余電上網(wǎng)比例≤50%，超限電量次年補結。
背景：2024年低壓配網(wǎng)紅區(qū)占比超50%，政策平衡消納壓力與投資積極性。
7. 山東：工商業(yè)自用40%門檻
核心條款：工商業(yè)項目自發(fā)自用比例≥40%，超限電量按0.3元/度結算。
配套措施：推動“光伏+儲能”項目，儲能配置比例≥15%可放寬限制。
8. 貴州：動態(tài)調(diào)整與過渡期安排
核心條款：自用比例由電網(wǎng)動態(tài)評估，2025年5月前并網(wǎng)項目沿用舊政。
挑戰(zhàn)：2024年全省超50%區(qū)域為紅區(qū)，政策側重緩解短期消納瓶頸
9.廣西：自發(fā)自用比例不低于50%
連續(xù)三年年自發(fā)自用電量占比低于50%的項目，轉為全部自發(fā)自用模式。大型工商業(yè)分布式光伏原則上選擇全部自發(fā)自用模式。
10.重慶：公共機構自發(fā)自用比例不低于30%，工商業(yè)不低于40%
超出比例的上網(wǎng)電量，電網(wǎng)企業(yè)可暫不予結算；對暫不結算電量，可申請在次年可上網(wǎng)電量中予以補結，補結的電量計入當年可上網(wǎng)電量
11.山西：工商業(yè)分布式自用不低于50%
核心條款：采用自發(fā)自用余電上網(wǎng)的工商業(yè)光伏，自發(fā)自用電量占年發(fā)電量的比例應在50%以上，鼓勵通過儲能等方式優(yōu)化涉網(wǎng)安全與電網(wǎng)友好性。分布式光伏項目在取得備案手續(xù)和電網(wǎng)企業(yè)出具的接入系統(tǒng)方案前，嚴禁提前開工建設。項目備案后應盡快建成并網(wǎng)，并網(wǎng)有效期限為一年。
自用比例與儲能的經(jīng)濟性博弈
在吉林新政下工商業(yè)項目內(nèi)部收益率（IRR）大幅下跌，資本回收期至少延長3年左右，在此種環(huán)境下，大部分吉林光伏開發(fā)商，都必須重新考慮和評估項目的可行性，據(jù)了解，目前已有超過一半的EPC承包商暫停接單，保持觀望狀態(tài)，等待后續(xù)的細則明確。
而寧夏的新政，則直接對分類管理的結構產(chǎn)生影響，相比工商業(yè)廠房項目，公共機構的內(nèi)部收益率下降較少。如學校、政府大樓等機構，本身用電負荷就相對穩(wěn)定，對于季節(jié)性生產(chǎn)企業(yè)沖擊影響顯著。消納壓力倒逼政策收緊。已成為目前全國性的趨勢。這一切都歸結于2024年全國分布式光伏的棄光率，以及給電網(wǎng)調(diào)峰帶來的巨大壓力。
破局路徑
1、負荷優(yōu)化：
通過分時電價套利（吉林高峰電價1.2元/度），將自用率提升至85%；
柔性生產(chǎn)調(diào)度（如調(diào)整生產(chǎn)班次），可大幅提升季節(jié)生產(chǎn)型工廠自用率。
2、儲能經(jīng)濟性突破：
吉林要求配套儲能≥15%×裝機功率×2h可放寬余電比例至30%；最有效也是當下最直接的辦法，便是配套對應的儲能體系，加大在儲能方面的投資和建設。例如寧德時代推出的“循環(huán)壽命8000次”儲能系統(tǒng)，可將度電成本降至0.3元以下，支撐長期收益。
行業(yè)影響：供應鏈承壓與市場格局分化
新政引發(fā)搶裝潮與產(chǎn)業(yè)鏈價格波動，行業(yè)呈現(xiàn)“冰火兩重天”格局。
市場格局分化表現(xiàn)明顯，頭部企業(yè)瘋狂收割份額。在當下的市場格局分化形式下，頭部企業(yè)將加大鞏固自身優(yōu)勢，隆基、晶科等企業(yè)以垂直一體化優(yōu)勢實施“保本價”（0.68元/W），進一步擠壓中小廠商生存空間。預計不久的將來，會有大量的跨界光伏企業(yè)暫停業(yè)務，退出市場。僅在去年的40家跨界企業(yè)中，就有80%因毛利率<10%暫停光伏業(yè)務；
技術門檻上的提升要求，目前搭配高效組件（例如n型TOPCon）和光儲能源管理系統(tǒng)已成為趨勢。中標項目中TOPCon組件占比超70%，高效技術已經(jīng)成為行業(yè)入場券。
對于整個光伏行業(yè)來說，要徹底轉變開發(fā)邏輯，優(yōu)先爭奪高自用率的場景，例如數(shù)據(jù)中心，半導體工廠等。逐步淘汰物流園，季節(jié)性生產(chǎn)廠房等項目的開發(fā)。從“資源導向”轉變?yōu)椤柏摵蓪颉薄?/span>
未來趨勢：配額制與市場機制的融合
短期陣痛，2025年Q2組件價格或回落至0.7-0.75元/W，但中小廠商現(xiàn)金流壓力持續(xù)；
據(jù)分析，吉林、寧夏政策或在中東部高滲透率省份局部復制，但自用比例可能放寬至30%-40%，長期轉型則需結合儲能提升收益。長期轉型：電網(wǎng)“四可”（可觀、可測、可調(diào)、可控）技術要求普及，推動智能化監(jiān)控；綠證交易量同比增120%，但溢價僅0.05-0.08元/度，需結合儲能提升收益。
各省的余電和自用門檻限制，不是簡單的政策收緊，而是倒逼分布式光伏企業(yè)在負荷優(yōu)化、儲能配套、市場交易中找到真正的行業(yè)競爭力，切實的提高技術迭代速度，加快商業(yè)模式創(chuàng)新。光伏的價值不只是局限于裝機規(guī)模，而在于成為新型電力系統(tǒng)中“高彈性、高價值”的節(jié)點。
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