年底年初交替之际，分布式光伏行业消息不断：一边是9省36地分布式光伏暂停备案；一边是黑龙江、辽宁、广东等昔日红区“重灾区”其红区正在大幅减少。

消息既有利空，又不乏利好，利空利好信息之间彼此矛盾，以致乍一看去简直是“离了个大谱”。

利空消息方面，据不完全统计，2024年下半年以来，先后有内蒙古、湖南、海南、山西、辽宁、黑龙江、广东、广西、河南等9省36地相继发布暂停备案文件。

上述新增暂停备案的区域，既出现在了此前就已陷入红区泛滥的黑龙江、河南、山西、广东、辽宁、广西，又出现在了内蒙古、湖南、海南等此前无涉分布式红区的省份。

利好消息方面，2024年11月11日，辽宁发布公告称，分布式光伏接网红区比照二季度已经大为减少；12月25日，广东发布公告称，红区已经从三季度的40个减少到了38个；2025年1月2日，黑龙江公告称红区仅余6个，而此前黑龙江“上榜”红区是86个。

本文尝试拨开云雾、化繁为简，分布式光伏所面临的真实境遇到底怎么样？

红区是真的减少了吗？

先来看红区减少。在一众宣布减少的省份中，最惊人的当属红区数量骤降的黑龙江。

早在2023年底国家能源局组织的那场评估中，黑龙江就以81个红区“拔得头筹”；2024年7月，黑龙江公布的红区数已增至86个。仅仅5个月后，2025年1月2日，黑龙江的红区就大幅减少到了6个。

值得注意的是，据黑龙江公告提到，红区大幅度减少、即全省分布式光伏接入电网承载力明显提高的原因是，国网黑龙江省电力公司综合考虑电网承载能力及省内新能源整体消纳能力，优化调整计算原则，认真组织测算。

调整计算方法与认真测算，威力之大乃至于此乎？

事实上，这背后体现了压力传导与各方博弈。当红区铺天盖地、扑面而来之时，分布式光伏接网接不进去，光伏电站业主方齐齐喊痛；地方政府野心勃勃上项目，也积极发声。

各方声音汇总到监管层，于是最终体现为去年10月21日，国家能源局的一则《通报批评》，问题直指7省7市障碍分布式光伏发展，内容提及“不当设置接网红区”。

在进一步规范和调整接网红区的政策指导下，于是就有了黑龙江此次红区锐减的最新公告。然而，一纸公告对红区“解绑”，就一劳永逸解决问题了吗？

对于分布式新能源的后续发展来说，接网，仅是整个链条的一个环节而已，最重要的是接网后，分布式新能源能否得到充分、有效的消纳。

截至2024年12月29日，黑龙江电源总装机5034万千瓦，其中，新能源发电装机达到2517万千瓦，新能源装机比照“十三五”末翻了一番，新能源装机渗透率超过了50%。

四年间新能源装机翻了一番，那用电负荷是何情形呢？

以2023年的数据来看，黑龙江全社会用电量为1233.8亿千瓦时，全国排名第15位。黑龙江省工业企业比较少，因此相比其他东部经济大省，黑龙江省全社会用电需求很有限，其用电负荷可能仅比一些中西部省份要多一点。

新能源装机大增、煤电装机不减，负荷又不增——这样的供需组合就是无奈的现实。分布式新能源，要害是就地平衡、就近消纳。也就是说，即便一口气将80个接网红区解绑，可接下来的新能源发电去哪里消纳呢？送至外省肯定不是个出路，就算同一省内跨市送电，也是何苦来哉？

不止是黑龙江，9省36地分布式光伏暂停备案的这一轮举措，更能说明问题。

首先，传统红区重灾区的黑龙江、河南、山西、广东、辽宁、广西，陆续有新的县市暂停备案，本质上仍然是老问题，只不过是老问题的最新发展。

其次，多地文件细则显示，暂停备案根本无涉接网容量问题，而是直接点名原因——新能源骤增、电网根本消纳不了。广东韶关市就明确指出：分布式光伏“小散乱”无序发展，冲击用电安全，电网消纳及送出能力已严重不足。

这一地文件的表达尚属客气，如果分布式光伏无法就地消纳，还有什么必要接网远距离送出？

分布式光伏过剩

接下来分布式光伏要如何发展？核心关键已经不是简单的配电网接网容量问题了，而是要具体情况具体分析，要去分辨具体省份分布式光伏是不是已经阶段性过剩。

这方面，分布式光伏大省——河南与山东的经验，值得认真总结。

先看河南。截至2024年11月底，河南全省电源装机13640.96万千瓦，其中，风电装机2095.61万千瓦，光伏装机3608.49万千瓦，风光新能源装机占比合计占比43%。新能源之外，河南另有火电装机7401.96万千瓦（占比54%）和水电装机534.90万千瓦。

新能源装机占比，尤其是光伏装机占比的迅速蹿升，在中午时段带来了严重的限电问题。从2023年12月以来，河南省新安县、漯河地区、商丘县等地的分布式光伏用户，中午时段接电网通知，被动限电弃光竟达到了6-7小时不等。

之所以出现严重的弃光限电，分布式光伏装机在短时间内的迅猛发展是直接原因。

有专事河南新能源投资业务的中瑞恒丰人士向华夏能源网解释称，“前两年，河南每年新增光伏装进也就4吉瓦左右；2023年户用光伏增加11吉瓦、工商业光伏增加2吉瓦，共13吉瓦；2024年工商业光伏新增装机估计在5吉瓦左右，而户用光伏是有点‘凉凉’了。”

该人士的分析结论是，河南光伏2023年、2024年短短两年年干了以前5年才能的做完的活，消纳问题又怎能不大幅抬头呢？在这样的背景下，河南业已公布的5批源网荷储一体化项目中，还有5吉瓦分布式光伏在建。

再看山东。截至2024年11月底，山东风光新能源装机突破了1亿千瓦大关，其中，光伏装机7352.53万千瓦、风电装机2668.78万千瓦；包括风光新能源在内的可再生能源已经稳居第一大电源；逾1亿千瓦的火电装机，其系统占比已经掉到50%以下。

绿电装机占比的迅速攀升，成绩固然可喜可贺，但也带来严重的消纳问题，在山东则集中表现在动人心魄的负电价上。

由于光伏中午时段大发，山东电力现货市场2022年共有176天最低电价小于0元/kWh，其中共有135天出现-0.08元/千瓦时的最低负电价。2023年五一期间，山东电力现货市场又出现46次的负电价。最低价格出现在5月2日17时，为-0.085元/千瓦时，相当于每发一度电就要倒贴付费8.5分钱。

如果这一趋势不能及时遏制，未来存量、增量新能源的日子都将很难过。

正是看到了风险，避险情绪急升的电力央企迅速行动起来，以国家电投为代表，2024年行业已现电力央企的光伏电站甩卖潮；在山东省拥有大量煤电、光伏、风电以及核电装机的华能集团，也于2024年上半年调整了分布式光伏项目的推进。

海外经验，也在支持新能源过剩造成负电价的判断。2025年年初，德国电力以惊人的负电价“开局”，本质原因也是新能源的过快增长。

西班牙咨询公司AleaSoft能源预测CEO曾表示，光伏装机量的大幅上涨是引发负电价的主要原因，负电价经常出现在光照充足的白天，如果同期其他电源发电量也处于高位，而电力需求又处于低谷期，负电价几乎不可避免。

下一步怎样解局？

求解分布式光伏的过快发展问题，就要尽快走上科学发展的轨道。

短期来看，分布式光伏发展要合理规划；中长期来看，新型电力系统和新型电网要上轨道。

中能建西南电力设计院原副总工程师吴安平最近指出，以尽可能低的代价构建新型电力系统，其中最关键的是以科学的发展规划为引领。

吴安平直言，前一阶段的能源转型实践，“暴露了我们的规划既缺乏对战略问题的深入探索和科学前瞻，也没有对具体建设方案的全面论证和客观判断，凭想当然做决策”，而“规划的节约是最大的节约，规划的浪费是最大的浪费”。

具体到分布式光伏的发展上，前述中瑞恒丰人士向华夏能源网指出，各地分布式光伏前期根本就没有所谓的“合理规划与管理”，地方政府都是一门心思大干快上上项目，造成后期严重的消纳问题，未来大面积限电恐怕是跑不了的。

为了纠正过去一段时间的“无政府”状态，强调合理规划是必然的。

对于黑龙江、河南、山东这样的分布式光伏已经显露出系统性过剩苗头的省份，就需要具体情况具体分析，分布式光伏需要阶段性调控项目数量，不适宜再“唯装机论”。

当然，阶段性控制规模，并不意味着要永远控制，而是要为新型电力系统与新型电网的转型争取时间，实践中已无数次证明，旧电力系统、旧电网干不了新能源。

而当下新型电力系统与新型电网的转型步伐滞后的现状，亟须改变。

比如，中国工程院院士、南方电网专家委员会名誉主任委员李立浧指出，新型电力系统建设的一大核心内容，就是型新型电网要能够“无条件”接纳新能源。为此，现有的电网需要寻求并实现技术创新与突破。（参见华夏能源网此前解读：《李立浧院士：新型电网是新型电力系统的核心，电网应“无条件”接纳新能源》）

李院士表示，新型电网若要“无条件”接纳新能源，就必须针对新能源的不可预测性实现高精度预测。

在未来新能源为主体的新型电力系统中，发电主体、电力网络、负荷等数量特别庞大，整个系统呈现出去中心化、分布式的发展态势。在此种复杂场景中，要实现新能源电力电量缺口、盈余的动态平衡，就需要依靠强大的智能软件系统，去对海量主体进行实时、精确、智慧、柔性管理。

应当承认，中国的电网，无论是从技术能力角度，还是从坚固安全角度来说，都是世界一流。因而，“双碳”转型四年以来，大电网表现无可厚非。

但放眼全球，新能源转型是世界性难题，至今还没有一个国家真正成功。而中国若要把这件事做成功，对电网的要求不可能不高，有时甚至需要去苛求。

是时候改变心态了，中国的电网系统，不能再热衷于稳稳当当、靠赚取电价价差过好日子了。

假如用这样的心态在旧电力系统中去做一个“守成之君”，是完全可以的。但是，要干成前无古人的新型电力系统和新型电网事业，就需要有一个冲劲十足、大刀阔斧、勇于创新的“创业之君”。