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这份文件虽然针对的是“小而散”的地面光伏项目，但其在项目界定、管理规制、市场化衔接以及多场景融合等方面，释放了强烈的规范化与精细化管理信号。

 

对开发企业来说，它不仅回答了“这类项目到底按什么管”的老问题，也把地方年度规模、投资主体行为、机制电量申报、电网接入与市场注册等关键环节串成了一条更清晰的链路。

 

读懂它，基本就能判断安徽后续小型地面光伏会怎么批、怎么并、怎么结算、怎么管。

 

 

光伏行业里一直有个尴尬现实：不少地面小项目容量不大，却建在地面、形态上像集中式；与此同时，它们又常被拿来做“灵活操作”，在不同口径之间游移，导致审批路径不一、接网预期不稳，甚至给个别主体留下“拆分规避”的空间。

 

这次安徽的文件，开篇就给了严谨且明确的定义：利用分布式光伏项目建设用地以外的地面建设、单个接网点装机规模小于6兆瓦的地面光伏发电设施，统一称为“6兆瓦以下地面光伏电站”。

 

更关键的一句在后面：此类项目统一归于集中式光伏电站管理。这意味着，其在项目审批、并网接入及运行监管等核心环节，均需参照集中式电站的标准执行。这一界定从根源上理清了监管边界，彻底封堵了部分市场主体“以大拆小”规避监管的政策套利空间。

 

从上网模式来看，文件明确了三种路径：全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网。需要注意的是，针对自发自用项目，文件要求“用电方、发电项目应位于同一用地产权红线范围内”。这条看似简单，实际会直接影响园区、厂区、农业设施等场景的方案设计：过去某些“跨红线拼负荷”的做法将很难再成立，项目从立项阶段就必须把权属边界、负荷归属、计量与结算逻辑做实。同时，自发自用及余电上网的模式，也为后续配置储能系统（光储一体化）以平抑电价波动、提升绿电消纳比例预留了充足的操作空间。

 

 

如果说“定性”解决的是项目归属问题，那么“定量”解决的就是地方怎么装进年度计划、怎么避免一哄而上。

 

文件要求各市以及省直管试点县（市）发改委牵头，会同有关单位编制本地的“6兆瓦以下地面光伏电站开发建设方案”，报省能源局备案并抄送省电力公司后组织实施。也就是说，项目不再是“零散报、各自干”，而是纳入地方统一的可调度盘子里推进。

 

规模上限也给得很明确：每个设区市原则上不超过10万千瓦，每个省直管试点县（市）不超过5万千瓦。但它并没有把口子堵死，而是引入了动态管理机制：当各地纳入方案的项目并网容量达到本地上限的60%时，可以按程序追加建设规模。这一设计的意图很明确——既防止前期报得太满、最后落地不足造成资源占用，又能让推进快、质量高的地区在规则下继续扩容。

 

一个重要的例外是，“全部自发自用”项目明确不受此建设规模限制，对“就近就地消纳”、园区综合能源、工商业负荷匹配型项目，是明显利好；从系统角度看，也是在引导更多项目把消纳做实，而不是都挤到上网通道里。

 

在投资主体层面，文件设置了严格的约束条件：单个投资主体在当地控股的项目规模，不得超过该地建设规模上限的50%；且项目建成投产前，不得变更投资主体。这一双重约束机制，一方面防止了地方资源的过度集中，保障了中小开发商的市场参与权；另一方面，直击行业内“倒卖路条”等投机行为，倒逼企业将精力投入到项目实质性的建设与运营中，更加重视前期选址、并网条件、融资落地与履约能力。

 

 

随着全国统一电力市场体系建设的提速，光伏项目如何平稳参与市场交易并获取合理收益，是投资方最关心的问题。

 

文件明确指出：纳入开发建设方案的项目，申报纳入新能源可持续发展价格结算机制的电量（机制电量），其占年上网电量的比例，不高于最近一次完成的年度竞争性配置综合评审环节所有光伏项目承诺比例的平均值。

 

这意味着，小型地面电站的收益测算将不再是脱离市场的“闭门造车”，而是锚定全省最近一次竞配形成的平均水平。让政策更强调公平与理性预期。

 

对投资测算而言，也将倒逼企业更精细地规划“自发自用与上网”的电量结构，并把电力市场的交易与结算要求更早纳入项目模型，而不是等到并网后再临时补课。

 

在市场化导向日益凸显的背景下，储能系统的配套价值将被进一步放大。通过配置储能，项目方能够在电力现货市场中灵活调整充放电策略，优化上网电量结构，从而最大化地提升项目的整体收益率。

 

 

并网效率直接决定现金流与回收周期，文件在电网侧给出的关键词是四个字：能并尽并。它要求电网企业优化完善接网审核与服务程序，及时办理项目接入手续，并配合涉网设备和送出工程的并网调试、竣工验收。

 

但文件也强调，项目不是“并上网就结束”。投产后1个月内，需要按《电力市场注册基本规则》等有关规定，完成市场主体注册和新能源项目建档立卡。

 

换句话说，项目建成后要更快进入“可交易、可结算、可监管”的市场运行状态。对开发企业来说，需要把许多工作前置：结算主体怎么设、交易与代理模式怎么选、计量与数据怎么对接、档案材料怎么准备，在建设期就要同步推进，否则“机组投了、手续没齐”，反过来还会影响结算与最终收益。

 

 

未来的小型地面光伏电站，将不再是单一的发电孤岛。

 

文件明确提出，各地在制定方案时需综合考量资源要素与地区负荷，开展电网接入及消纳条件论证，并强调要充分发挥6兆瓦以下项目灵活布局的优势，科学统筹做好与工业、交通、农业农村等多领域的融合发展，拓展就近就地消纳新模式。

 

换句话说，“光伏+工业”、“光伏+交通”、“光伏+农业”等跨界融合模式将成为主流。在这一进程中，储能作为关键的灵活调节资源，将成为多场景综合能源服务的核心支撑。

 

 

最后，还有一个容易被忽略、但对地方执行很关键的设计：要求各地周密组织实施、加强监测调度，建立健全动态调整机制，对未及时开工、未按期并网或无法继续建设的项目及时组织清理，并按程序调整开发建设方案、向省能源局报备。同时强化与规划、环保、国土、建设、安全生产等部门协同，做好事中事后监管，督促投资主体严格执行设备质量、建设施工、安全生产等标准规范，确保工程质量与安全。

 

这套机制的实质，是把“占着不建、挂名排队”的成本显著抬高，让地方盘子的资源能够持续流向真正具备落地能力的项目。对认真做项目的企业，这是利好；对靠时间套利的玩法，这是清场信号。

 

对于2024年存量项目，文件也给了过渡安排：纳入各地2024年度开发建设方案中的项目，原则上应按皖能源新能函〔2024〕94号文件要求组织实施；确实无法继续实施的，需要书面说明原因并按程序调出方案。政策态度很明确：允许解释、允许退出，但不鼓励长期占位。

 

 

把政策翻译成“能落地的动作”，大致是四句话：口径要对、消纳要实、并网要稳、市场要早准备。

 

1、拿项目前先验“身份”

 

是否属于“分布式用地以外”的地面项目？

 

接网点装机是否严格<6MW？

 

若做自发自用：用电方与项目是否在同一产权红线内（建议提前完成权属与红线边界核查）。

 

2、收益模型要把“机制电量比例上限”纳进来

 

上网电量结构、机制电量比例、交易电价波动，都要进IRR模型；

 

尤其是“余电上网”项目，电量结构设计会直接影响结算与现金流表现。

 

3、并网与市场注册前置化

 

接入系统方案、送出工程、涉网试验、验收节点要倒排；

 

市场主体注册、建档立卡、结算主体与合同体系要提前准备，避免“投产了但手续没跟上”。

 

4、进度合规要当作硬指标

 

动态清理机制下，“不动工、拖并网”风险更高；企业内部需要更强的项目管理与供应链保障能力。

 

 

小项目不再“小管理”，安徽这份文件给行业打了个样。

 

它的价值不在于“多了几条要求”，而是给行业带来四个更强的确定性：身份、规模、秩序与市场、

 

对从业者而言，接下来在安徽做这类项目，竞争点会更集中在“真本事”上：前期红线权属与负荷匹配是否扎实，接入消纳论证是否站得住，并网与送出工程是否可控，收益模型是否把市场化因素算清楚，项目管理能否按期交付……

 

小项目当然可以灵活，但从今往后，灵活也要建立在规则之内。

原文件如下：