作者 |劉洋

編輯 |楊亦

年底年初交替之際，分布式光伏行業消息不斷：一邊是9省36地分布式光伏暫停備案；一邊是黑龍江、遼寧、廣東等昔日紅區“重災區”其紅區正在大幅減少。

消息既有利空，又不乏利好，利空利好信息之間彼此矛盾，以致乍一看去簡直是“離了個大譜”。

利空消息方面，據不完全統計，2024年下半年以來，先后有內蒙古、湖南、海南、山西、遼寧、黑龍江、廣東、廣西、河南等9省36地相繼發布暫停備案文件。

上述新增暫停備案的區域，既出現在了此前就已陷入紅區泛濫的黑龍江、河南、山西、廣東、遼寧、廣西，又出現在了內蒙古、湖南、海南等此前無涉分布式紅區的省份。

利好消息方面，2024年11月11日，遼寧發布公告稱，分布式光伏接網紅區比照二季度已經大為減少；12月25日，廣東發布公告稱，紅區已經從三季度的40個減少到了38個；2025年1月2日，黑龍江公告稱紅區僅余6個，而此前黑龍江“上榜”紅區是86個。

本文嘗試撥開云霧、化繁為簡，分布式光伏所面臨的真實境遇到底怎么樣？

紅區是真的減少了嗎？

先來看紅區減少。在一眾宣布減少的省份中，最驚人的當屬紅區數量驟降的黑龍江。

早在2023年底國家能源局組織的那場評估中，黑龍江就以81個紅區“拔得頭籌”；2024年7月，黑龍江公布的紅區數已增至86個。僅僅5個月后，2025年1月2日，黑龍江的紅區就大幅減少到了6個。

值得注意的是，據黑龍江公告提到，紅區大幅度減少、即全省分布式光伏接入電網承載力明顯提高的原因是，國網黑龍江省電力公司綜合考慮電網承載能力及省內新能源整體消納能力，優化調整計算原則，認真組織測算。

調整計算方法與認真測算，威力之大乃至于此乎？

事實上，這背后體現了壓力傳導與各方博弈。當紅區鋪天蓋地、撲面而來之時，分布式光伏接網接不進去，光伏電站業主方齊齊喊痛；地方政府野心勃勃上項目，也積極發聲。

各方聲音匯總到監管層，于是最終體現為去年10月21日，國家能源局的一則《通報批評》，問題直指7省7市障礙分布式光伏發展，內容提及“不當設置接網紅區”。

在進一步規范和調整接網紅區的政策指導下，于是就有了黑龍江此次紅區銳減的最新公告。然而，一紙公告對紅區“解綁”，就一勞永逸解決問題了嗎？

對于分布式新能源的后續發展來說，接網，僅是整個鏈條的一個環節而已，最重要的是接網后，分布式新能源能否得到充分、有效的消納。

截至2024年12月29日，黑龍江電源總裝機5034萬千瓦，其中，新能源發電裝機達到2517萬千瓦，新能源裝機比照“十三五”末翻了一番，新能源裝機滲透率超過了50%。

四年間新能源裝機翻了一番，那用電負荷是何情形呢？

以2023年的數據來看，黑龍江全社會用電量為1233.8億千瓦時，全國排名第15位。黑龍江省工業企業比較少，因此相比其他東部經濟大省，黑龍江省全社會用電需求很有限，其用電負荷可能僅比一些中西部省份要多一點。

新能源裝機大增、煤電裝機不減，負荷又不增——這樣的供需組合就是無奈的現實。分布式新能源，要害是就地平衡、就近消納。也就是說，即便一口氣將80個接網紅區解綁，可接下來的新能源發電去哪里消納呢？送至外省肯定不是個出路，就算同一省內跨市送電，也是何苦來哉？

不止是黑龍江，9省36地分布式光伏暫停備案的這一輪舉措，更能說明問題。

首先，傳統紅區重災區的黑龍江、河南、山西、廣東、遼寧、廣西，陸續有新的縣市暫停備案，本質上仍然是老問題，只不過是老問題的最新發展。

其次，多地文件細則顯示，暫停備案根本無涉接網容量問題，而是直接點名原因——新能源驟增、電網根本消納不了。廣東韶關市就明確指出：分布式光伏“小散亂”無序發展，沖擊用電安全，電網消納及送出能力已嚴重不足。

這一地文件的表達尚屬客氣，如果分布式光伏無法就地消納，還有什么必要接網遠距離送出？

分布式光伏過剩

接下來分布式光伏要如何發展？核心關鍵已經不是簡單的配電網接網容量問題了，而是要具體情況具體分析，要去分辨具體省份分布式光伏是不是已經階段性過剩。

這方面，分布式光伏大省——河南與山東的經驗，值得認真總結。

先看河南。截至2024年11月底，河南全省電源裝機13640.96萬千瓦，其中，風電裝機2095.61萬千瓦，光伏裝機3608.49萬千瓦，風光新能源裝機占比合計占比43%。新能源之外，河南另有火電裝機7401.96萬千瓦（占比54%）和水電裝機534.90萬千瓦。

新能源裝機占比，尤其是光伏裝機占比的迅速躥升，在中午時段帶來了嚴重的限電問題。從2023年12月以來，河南省新安縣、漯河地區、商丘縣等地的分布式光伏用戶，中午時段接電網通知，被動限電棄光竟達到了6-7小時不等。

之所以出現嚴重的棄光限電，分布式光伏裝機在短時間內的迅猛發展是直接原因。

有專事河南新能源投資業務的中瑞恒豐人士向華夏能源網解釋稱，“前兩年，河南每年新增光伏裝進也就4吉瓦左右；2023年戶用光伏增加11吉瓦、工商業光伏增加2吉瓦，共13吉瓦；2024年工商業光伏新增裝機估計在5吉瓦左右，而戶用光伏是有點‘涼涼’了?！?/p>

該人士的分析結論是，河南光伏2023年、2024年短短兩年年干了以前5年才能的做完的活，消納問題又怎能不大幅抬頭呢？在這樣的背景下，河南業已公布的5批源網荷儲一體化項目中，還有5吉瓦分布式光伏在建。

再看山東。截至2024年11月底，山東風光新能源裝機突破了1億千瓦大關，其中，光伏裝機7352.53萬千瓦、風電裝機2668.78萬千瓦；包括風光新能源在內的可再生能源已經穩居第一大電源；逾1億千瓦的火電裝機，其系統占比已經掉到50%以下。

綠電裝機占比的迅速攀升，成績固然可喜可賀，但也帶來嚴重的消納問題，在山東則集中表現在動人心魄的負電價上。

由于光伏中午時段大發，山東電力現貨市場2022年共有176天最低電價小于0元/kWh，其中共有135天出現-0.08元/千瓦時的最低負電價。2023年五一期間，山東電力現貨市場又出現46次的負電價。最低價格出現在5月2日17時，為-0.085元/千瓦時，相當于每發一度電就要倒貼付費8.5分錢。

如果這一趨勢不能及時遏制，未來存量、增量新能源的日子都將很難過。

正是看到了風險，避險情緒急升的電力央企迅速行動起來，以國家電投為代表，2024年行業已現電力央企的光伏電站甩賣潮；在山東省擁有大量煤電、光伏、風電以及核電裝機的華能集團，也于2024年上半年調整了分布式光伏項目的推進。

海外經驗，也在支持新能源過剩造成負電價的判斷。2025年年初，德國電力以驚人的負電價“開局”，本質原因也是新能源的過快增長。

西班牙咨詢公司AleaSoft能源預測CEO曾表示，光伏裝機量的大幅上漲是引發負電價的主要原因，負電價經常出現在光照充足的白天，如果同期其他電源發電量也處于高位，而電力需求又處于低谷期，負電價幾乎不可避免。

下一步怎樣解局？

求解分布式光伏的過快發展問題，就要盡快走上科學發展的軌道。

短期來看，分布式光伏發展要合理規劃；中長期來看，新型電力系統和新型電網要上軌道。

中能建西南電力設計院原副總工程師吳安平最近指出，以盡可能低的代價構建新型電力系統，其中最關鍵的是以科學的發展規劃為引領。

吳安平直言，前一階段的能源轉型實踐，“暴露了我們的規劃既缺乏對戰略問題的深入探索和科學前瞻，也沒有對具體建設方案的全面論證和客觀判斷，憑想當然做決策”，而“規劃的節約是最大的節約，規劃的浪費是最大的浪費”。

具體到分布式光伏的發展上，前述中瑞恒豐人士向華夏能源網指出，各地分布式光伏前期根本就沒有所謂的“合理規劃與管理”，地方政府都是一門心思大干快上上項目，造成后期嚴重的消納問題，未來大面積限電恐怕是跑不了的。

為了糾正過去一段時間的“無政府”狀態，強調合理規劃是必然的。

對于黑龍江、河南、山東這樣的分布式光伏已經顯露出系統性過剩苗頭的省份，就需要具體情況具體分析，分布式光伏需要階段性調控項目數量，不適宜再“唯裝機論”。

當然，階段性控制規模，并不意味著要永遠控制，而是要為新型電力系統與新型電網的轉型爭取時間，實踐中已無數次證明，舊電力系統、舊電網干不了新能源。

而當下新型電力系統與新型電網的轉型步伐滯后的現狀，亟須改變。

比如，中國工程院院士、南方電網專家委員會名譽主任委員李立浧指出，新型電力系統建設的一大核心內容，就是型新型電網要能夠“無條件”接納新能源。為此，現有的電網需要尋求并實現技術創新與突破。（參見華夏能源網此前解讀：）

李院士表示，新型電網若要“無條件”接納新能源，就必須針對新能源的不可預測性實現高精度預測。

在未來新能源為主體的新型電力系統中，發電主體、電力網絡、負荷等數量特別龐大，整個系統呈現出去中心化、分布式的發展態勢。在此種復雜場景中，要實現新能源電力電量缺口、盈余的動態平衡，就需要依靠強大的智能軟件系統，去對海量主體進行實時、精確、智慧、柔性管理。

應當承認，中國的電網，無論是從技術能力角度，還是從堅固安全角度來說，都是世界一流。因而，“雙碳”轉型四年以來，大電網表現無可厚非。

但放眼全球，新能源轉型是世界性難題，至今還沒有一個國家真正成功。而中國若要把這件事做成功，對電網的要求不可能不高，有時甚至需要去苛求。

是時候改變心態了，中國的電網系統，不能再熱衷于穩穩當當、靠賺取電價價差過好日子了。

假如用這樣的心態在舊電力系統中去做一個“守成之君”，是完全可以的。但是，要干成前無古人的新型電力系統和新型電網事業，就需要有一個沖勁十足、大刀闊斧、勇于創新的“創業之君”。