目前的光伏产业，很难用好和坏来形容。
一方面市场增量空间巨大，为了实现气候目标， 2040年前，全球光伏发电量将从2万亿千瓦时增长到接近于40万亿千瓦时，将迎来20倍以上的增长，增量空间巨大。
另一方面，中国的光伏产业面临内忧外患处境，外部面临欧美等国家的各种限制和调查，内部遭遇史上最强内卷，产能过剩，供需错配，价格战不断，让很多光伏企业陷入“精神和肉体”的内耗，每走一步都“步步惊心”。
除了内忧外患，从事国内业务的光伏企业，还面临政策不确定性和各种利益博弈的干扰。
有时，表面上看起来前途大好、符合方向的政策，但在具体落地过程中，会遭遇各种现实掣肘和不确定性。
6月26日，国家能源局的一则回复，就让几十万光伏从业者摸不着头脑。
有网友提问：一家光伏电站投资公司，拟在山西成立“项目公司”与一家大型冶金企业合作，投资建设与经营工商业分布式光伏项目。冶金企业要求采用“自发自用、余电上网”的模式，于是投资公司准备以“项目公司”为主体备案。当地能源局认可以“项目公司”为备案主体做余电上网。
但问题来了，供电公司不认可，要求以“冶金企业”为主体来备案才行。以“项目公司”作为备案主体须采用“全额上网”模式并网。
项目投资公司无奈，就来咨询国家能源局，当地供电公司的做法是否正确。
很显然，这是一个第三方投资工商业分布式光伏项目的典型案例，里面涉及到当地能源局(管理部门)、供电公司(即电网侧)、冶金企业(即业主方或电力用户)、项目开发企业(即第三方开发主体)之间的关系。
这个问题可能比较普遍，所以国家能源局单独在网站上进行了回复，并且对外公开。
但这个回复经媒体报道后，立刻引发了业界的广泛争议。因为看完这个回复，大家还是不明白，“项目公司”是否可以作为备案主体?是否可以采用“自发自用、余电上网”的模式?
国家能源局引述了一大堆文件，但就是没有明确表态。这些文件既可以解读为支持供电公司，也可以解读为支持项目开发公司。
国家能源局引述的几个文件，大体在表达两层意思：
一是鼓励各类电力用户按照“自发自用，余量上网，电网调节”的方式建设分布式光伏发电系统。
也就是说，冶金企业作为电力用户，想采用“余电上网”的模式没问题。
二是鼓励各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、个人等作为项目单位，投资建设和经营分布式光伏发电项目。
也就是说第三方与电力用户，即冶金企业合作投资建设分布式光伏项目也没问题。项目公司和电力用户都可以备案。
但最关键的问题是，以“项目公司”为备案主体，而非冶金企业，是否可采用“自发自用、余电上网”的模式?是否符合相关规定?通过国家能源局的回复，还是得不出答案。因为文件只说了电力用户可“自发自用、余电上网”，而第三方不是电力用户。
这里，是政策本身就没有规定清楚?还是管理部门两边都不想得罪?而电网公司不让项目公司备案，是有意为难?还是项目另有什么隐情?
从目前透露的信息看，我们无法就上述问题得出结论。
从电网企业来看，拒绝项目公司采用“自发自用、余电上网”也有道理。项目公司自己不用电，还采用“余电上网”，就成了发电-供电企业，有余电的时候又成了发电企业。这就是事实上的小电网企业了，但它又不承担电网企业的责任，例如调频、调压、调峰等。
这里涉及到“项目公司”的定位问题。如果是作为发电主体，就需要全额上网，不可搞转售电，不可逃避国家规定的输配电价和政府基金等费用。
但是从各地的实践来看，大部分地方都是鼓励这种第三方开发的，有些地方甚至明确“取消电网企业出具消纳意见”。
比如6月15日，四川省发展改革委和能源局联合印发《关于做好分布式光伏开发建设有关事项的通知》，明确指出，分布式光伏备案无需取得电力消纳意见。
该《通知》其实是对此前四川省政策的纠偏。《通知》认为，此前四川省将电力消纳意见作为分布式光伏接入的前置条件，违背了国家对于新能源开发建设的相关政策精神，既阻碍了分布式光伏发展，又影响了电网加强配电网建设的积极性。
国家能源局是支持四川这个纠偏的，还在官网上转载了四川的做法。
在江苏的扬州市，对分布式光伏则采取“政府引导、市场主导”原则，鼓励各类市场主体公平参与分布式光伏开发建设、运营和管理。分布式光伏发电项目按照“谁投资、谁备案、谁担责”的原则实行备案管理。
2023年，安徽省能源局发布的《关于进一步推进分布式光伏规范有序发展的通知》明确，分布式光伏项目由屋顶产权所有人自主选择投资开发企业后，由投资开发企业申请备案。完成备案后，以备案企业名义申请电网接入。
各地的实践，其实都在支持第三方社会力量参与分布式光伏的建设，而且支持项目方作为备案主体，可申请电网接入。
当然，这里确实存在一个电网承载与消纳的问题。
2021年平价时代开启后，分布式光伏迎来新生，户用和工商业光伏渗透率持续提速，如今已与集中式光伏两分天下。未来，全国分布式光伏装机前景广阔，华福证券的报告预计，2024/2025/2026 年全国分布式光伏新增装机将分别为116/143/188GW。
但光伏出力不稳定且与用电负荷不匹配，可控电源调节难度增加，如何破解分布式光伏的大发展与电网承载力不足的矛盾?现在到了亟需推进的阶段。
目前从国家政策来看，刚开始是以政策松绑及价格信号引导，解燃眉之急。比如首先设置分时电价，初步引导用户晚峰负荷向午间和夜间转移。截止目前为止，国内已经有18个省份，在全年，几个月，或重大节日执行1小时~8小时的谷段电价或发布了征求意见文件。
前段时间，国家还发布政策放宽95%消纳红线，据华福证券测算，利用率要求从95%降到90%，2024～2025年调峰空间能够释放50.5/68.1GW，且90%利用率下，工商业分布式光伏内部收益率(IRR)达22.76%，消纳红线放松后分布式展现出更大韧性。
从长远看，当然要加快配电网的改革和建设速度，增加分布式接入规模同时，增强剩余新能源电力外送消纳能力。但电网建设是一个渐进的过程，电网投资和改造，是一个漫长的过程，数万亿支出，谁来投资，谁是出资主体?走什么技术路线，都需要顶层规划设计。
在电网瓶颈制约下，现在很多地方暂停分布式光伏项目的备案，这说明，分布式光伏想离开大电网“单飞”，是不现实的。包括分布式光伏在内的新能源要想取得主导地位，电网升级和新型电力系统建设才是最关键的环节。更多股票资讯，关注财经365！