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一则分布式光伏新规，搅动着市场的神经。

华夏能源网获悉，6月18日，新版《分布式电源接入电力系统承载力评估导则》正式开始实施（下称“618新政”），新政取消了执行整整6年的“变压器反向负载率80%”硬性限制，这让市场从业者拍手称快。

变压器反向负载率80%，即光伏业界熟知的接网红区问题。如果台区变压器反向潮流（光伏往电网送电）达到变压器容量的80%，当地就会被划为红区，就直接禁止新增分布式光伏项目接入。

这个政策有明显的“一刀切”问题，分布式光伏可谓是苦接网红区久矣。如今，顶层政策设计取消了接网红区的硬性限制，行业解读是利好分布式光伏的政策“大杀器”。

至今，已有山西、山东、安徽、河北四省相继发布了相关政策。但是，这些地方政策对于“618新政”的落实程度不一，更像是一场围绕着接网红区进行的攻防博弈。

未来，将有更多省份出台配套政策，类似的博弈预计还将继续进行。而要真正解决接网红区问题，还任重道远。

利好政策的落地难题

“618新政”的核心变革，是对以往的“变压器反向负载率80%”即判定为红区并叫停并网，转向更加灵活、弹性的柔性管控。

新政明确，未来全国统一推行“红黄绿”三色分区：绿区（负载率＜60%）电网承载力充足，即报即接，储能可选配；黄区（60%≤负载率＜85%）承载力偏紧，配置储能或安控装置后可正常并网，接入容量上限可放宽至85%-90%；红区（负载率≥85%）不再一禁了之，经电网改造并配套储能后，可有序接入。

新政并没有简单粗暴取消红区；红区内分布式光伏“可有序接入”，但没有说“必须接入”；且红区分布式光伏接网是有条件的，首先是项目要配储，其次是电网经过了改造，即使两件事都做了，那也要经过必不可少的电网协商。

总之，新政在接网红区这件事上，并没有一丝一毫“强制、必须”的意涵，而是将可能的、潜在的弹性空间，交给了未来的项目博弈各方，这就会带来各地的政策理解偏差和实际落地的难题。

截至目前，已有山西、山东、安徽、河北4省出台了相应的灵活建设分布式光伏电站的政策。从发文时间来看，这些政策基本都在618之前发布，更多是走在国家规定之前的积极探索。这些政策虽不再“一刀切”，但各种限制门槛也多了。

山西相关政策表述为，红色区域原则上仅支持“全部自发自用”项目开发建设，根据源荷匹配情况，合理配置分布式独立储能设施，确保不发生反向重过载、电压越限、短路电流超标、谐波越限等问题。

山东相关政策表述为，在电网暂无可开放容量的地区，鼓励用户侧加装储能设施，在保证不发生反向重过载、电压越限、短路电流超标、谐波越限情况下，建设全部自发自用的分布式光伏。

安徽相关政策表述为，对于暂无可开放容量地区，依托存量负荷建设的分布式光伏发电项目，可由各市发展改革委组织电网企业开展评估，在自愿通过加装适当规模的储能设施满足相关要求时并网接入。

河北的相关政策表述为，对于暂无可开放容量地区，若在用户侧加装了可存储分布式光伏发电量的储能设施，通过光储协同，在保证不发生反向重过载、电压越限、短路电流超标、谐波越限等情况下，可接入全部自发自用的分布式光伏发电项目。

华夏能源网注意到，对于面临接网红区的分布式光伏项目，只有安徽明确配储后“满足要求”了可以接网，但也没有明确应该满足何单位、何样的要求。其余3省都没有明确表示配储后就能接网。

河北的政策甚至还出现了矛盾，政策称红区分布式光伏项目配储后“可接入”，但都已经“可接入”了，竟然还要是“全部自发自用的”项目。全部自发自用项目本不需要接网，何来“可接入”，让人哭笑不得。

四省政策显示出，各地的实际情况、各地政府的理解差别很大。可以预计，下一步各地出台的“618新政”配套政策也会千差万别，门槛性限制也会各不一样。如何确保政策不打折扣的落地，减少并网接入的投资成本，是业界最关注也最为期待的方向。

如何彻底解决“红区”问题？

红区的存在有其合理性，这主要是为了保障电力系统的安全。

华夏能源网注意到，6月24日，国家电网公司总经理张文峰在2026年夏季达沃斯论坛期间表示，近年来全球一些高比例新能源电力系统发生了大范围、大规模停电事件，这揭示出高比例新能源电力系统在安全稳定运行方面存在着巨大的脆弱性和复杂性，这需要引起高度关注。

例如，2025年，西班牙、葡萄牙由于大比例新能源接入，造成电网电压、频率故障进而引发系统大停电。此事轰动全球，中国应该引以为鉴。对于电网来说，供电安全是最重要的。因此，必须对分布式光伏接入电网有所控制，并不是多多益善、上不封顶。

此外，分布式光伏接入电网，电网还要考虑能不能把这些电卖掉。光伏出力时间段比较集中，该时段又恰好是系统用电低谷。现如今，整个电力系统已经有13亿千瓦的存量光伏项目了，未来再持续接入更多的分布式光伏项目，这么多电量很难消纳掉。因此，不能为了接网而接网，需要设置接网红区。

如果很好地解决掉系统安全和消纳问题，红区也就没有存在的必要的。而储能正好可以担当这一任务。这也就是为什么“618新政”要将分布式光伏配储推向前台。

但是，储能的发展目前还无法担起这一重任。否则也就不会有从山东到西北，一众新能源场站三成、四成、五成的弃电率了。

分布式光伏配储，白天充电、晚上放电，如果能够完全填补晚高峰的用电需求，那电网就可以大大方方对煤电说，“你已经完成了历史使命”。可如果分布式光伏配储后晚上放电给电网的电量仍然非常有限，那么，电力系统就仍然要高度依靠煤电。

另外，分布式光伏配储，白天充电、晚上放电，成本收益如何？会不会配储后反而增加了成本负担？行业流传的消息是，有电网要求配储要100%匹配光伏装机功率，同时做4小时放电时长——1MW光伏配1MW/4MWh储能，这样的高投入下，对很多业主来说已经没有装光伏的必要了！