【深度】屋頂光伏度苦夏

界面新聞記者｜蔣習
界面新聞編輯 | 張慧

“新增項目較去年明顯減少，全額上網的分布式項目基本難以看到。”

6月中旬的江蘇已進入夏季，迎來分布式光伏發電最好的季節。但對于TCL光伏科技商用業務中心開發一區總經理江波而言，感受到的不是陽光灼熱，而是行業的寒氣。

“從去年年中開始，國央企已基本先后退出分布式光伏市場。”在日前綠色和平組織的江蘇省分布式光伏發展專項調研會上，江波對界面新聞等媒體表示。

成立于2021年的TCL光伏科技，隸屬于TCL實業，目前仍活躍于分布式光伏市場。但江波已經察覺到，分布式光伏行業正在經歷一場深刻洗牌，基本告別高速增量時代。

與江波有同樣感受的，還有江蘇梓涅新能源有限公司(下稱梓涅新能源)董事長吳大清。

這位在光伏行業從業多年的老兵，已在去年意識到行業的嚴峻形勢。其當年即出手讓公司“調轉船頭”——收縮分布式光伏業務，將業務延伸至風電儲能和售電、虛擬電廠等電力交易相關領域。

“目前公司分布式光伏項目占比已從80%-90%，降至20%-30%。”吳大清稱。

這一切的變化，皆因光伏已從“政策呵護下的優等生”，變成“自負盈虧的市場參與者”。

風暴來襲

從梓涅新能源的辦公室向外望去，南京南站屋頂的光伏板清晰可見。

作為華東地區最大的交通樞紐之一，南京南站終日人來人往。站房之上的一塊塊光伏板正安靜地吸收陽光，是中國能源轉型直觀的注腳。

2025年，全國光伏發電量1.17萬億千瓦時，同比增長40%；風光累計裝機占比接近一半，歷史性超過火電。

江蘇是這場變革的主角之一。2025年全年新增光伏裝機28 GW，位列全國第二，其中新增分布式光伏18 GW，高居全國首位。

分布式光伏通常是指利用分散式資源，裝機規模較小的、布置在用戶附近的發電系統，主要包括工商業和戶用兩類，有“屋頂光伏”之稱。與之相對的是集中式光伏。

2021年，分布式光伏新增裝機首次超過集中式，正式成為國內光伏行業“主力軍”。

然而，光伏行業運行的基本邏輯正在被重新書寫，這對分布式光伏沖擊尤重。

過去，分布式光伏電站可以采用“全額上網”模式，將所發電量按照燃煤基準價全部出售給電網，收益清晰可算、風險較低。

2025年1月，國家能源局印發的《分布式光伏發電開發建設管理辦法》明確，一般工商業項目僅能選擇“全部自發自用”或“自發自用、余電上網”兩種模式，而禁止“全額上網”。

這意味著，原有模式不再適用，分布式光伏項目收益將更依賴于用戶自身消納電量的能力。若用戶的用電穩定性不高、負荷曲線與光伏出力不匹配，項目收益直接大打折扣。

同年2月，國家發改委與國家能源局聯合印發《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（下稱136號文），明確提出新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價由市場交易形成。

自此，光伏行業靠固定電價和行政保障的日子終結，告別“保量保價”時代。

光伏電站在午間集中出力，此時用電需求卻往往處于低谷，供需錯配之下，電力現貨市場電價隨之走低。同時，越來越多的省份開始調整峰谷時間段，增加了中午谷電時間，進一步壓低電價，導致分布式光伏投資方的收益空間不斷壓縮。

“目前上網電價波動加劇，財務模型無法準確測算，余電部分的收益存在諸多不確定性。”江波說。

回看去年，光伏曾出現一輪“搶裝潮”。當年1-5月，國內新增光伏裝機197.85 GW，同比增長150%；其中5月單月新增92.92 GW，同比增長388%。

進入下半年，市場熱度急劇降溫，全國新增光伏裝機環比暴跌超過五成。其中，分布式光伏新增裝機僅40.19 GW，環比跌幅達到64.4%。

制圖：蔣習

2026年，低迷態勢仍在延續。今年1-4月，累計新增裝機僅為50.91 GW，同比降幅達51.48%，市場寒意可見一斑。

連鎖反應

收益難以預期，多個光伏項目已宣告終止。

2025年7月，國家能源集團發布三個光伏EPC招標終止公告，涉及規模352MW。其中，江蘇南通10萬千瓦戶用分布式光伏項目終止原因明確指出：受新能源項目全面入市影響，該項目無法滿足龍源集團收益要求。

同年10月，豫能控股(001896.SZ)發布公告，決定終止17個分布式光伏項目建設，合計裝機規模約313.19 MW。公告稱，受市場環境及經營條件變化影響，上述項目已無法滿足公司投資收益要求。

吳大清透露，此前央企分布式光伏項目收益率穩定在7%以上，136號文落地后，行業基準收益率回落至6.5%左右。

受影響的不只是增量項目，還有存量項目的收益。

江蘇省可再生能源行業協會新能源專委會副主任吳杰提供了一組對比數據：2025年6月之前，江蘇工業用戶白天的平均用電電價在每度0.8-0.9元之間。

自去年6月1日起，江蘇省增設了午間谷時段，旨在促進工商業用電與新能源發電的互動適配，降低工商業用戶用電成本。

此后，江蘇部分季節的白天電價降至每度0.6元左右；今年3-4月份，由于中午出現長達4個小時的深谷時段，白天電價可能低至每度0.4-0.5元。

合同能源管理(EMC)一直是工商業分布式光伏的核心模式。該模式下，項目投資方提供從融資、設備采購到運維的全流程服務，企業免費提供屋頂并享受折扣電價。企業只需關注電價折扣和發電穩定性，項目投資方則從中回收投資、獲取合理利潤。

吳杰表示，過去與終端用戶簽訂EMC折扣合同時，通常以0.8元/度為基準再乘以折扣。若現在以0.6元甚至0.4元的電價水平來折算，老項目的收益賬已經無法算清。

江蘇省可再生能源行業協會金融專委會主任朱興華也指出，下游消納方普遍要求電站報價低于脫硫電價，已投運項目也被要求重新協商電價，這已成為行業大趨勢。

新項目洽談中，電價下降壓縮了投資方的折扣空間，如從六折收窄至八折，但用戶仍期望原有低折扣，雙方預期錯位，簽約陷入僵局。

與此同時，金融機構的態度也趨于保守。

“部分金融機構已選擇逐步退出分布式光伏項目。”朱興華告訴界面新聞等媒體，這是因為電價完全市場化，測算失去錨點，加之部分消納方經營困難導致自用電減少，投資人風險顯著上升。

仍在場內的金融機構，也在大幅收緊融資條件。據朱興華介紹，“136號文”發布前，金融機構融資貸款額度可達每瓦2.5-2.6元；政策落地后，低壓項目融資額度普遍降至每瓦1.6-1.8元，高壓項目也控制在2.2元以內，極少突破2.5元。

在此背景下，EMC模式在降溫，業主自投的意愿卻在增強，對分布式項目開發商而言又新增一重挑戰。

據江波介紹，從浙江蔓延至江蘇，越來越多的業主愿意自投光伏分布式項目，主因是建設成本持續下降，業主算賬后認為收益可行。

轉機與出路

“過去靠EMC合同鎖定電價的模式已經行不通。”天合光能旗下分布式業務主體天合富家戰略負責人沈超表示，未來項目投資者必須要有源網荷儲閉環的能力，單純做開發遠遠不夠。

江蘇某金租公司能源事業部李杰亦認為，未來優秀的光伏電站投資者須兼具開發投資與電力交易能力。

界面新聞在此次調研中發現，多家光伏分布式企業已開始向電力交易領域延伸。

TCL光伏科技已辦理售電及虛擬電廠資質，計劃聚合工商業分布式項目參與交易；梓涅新能源今年3月從分布式光伏拓展至售電、虛擬電廠等領域。

蘇州中鑫新能源有限公司(下稱中鑫新能源)是地方能源公司的典型代表。該公司是江蘇省內為數不多主動放棄將項目納入機制電價結算、轉而專攻綠電交易的企業。

綠電交易是“證電合一”的市場化交易，以綠色電力及其環境價值（綠證）為標的，滿足買賣雙方的綠電消費需求。

中鑫新能源董事長、總經理蔡劍俊向界面新聞等媒體透露，旗下揚州50MW風電項目選擇綠電交易模式后，收益表現優于行業預期。

“在江蘇綠電供不應求的背景下，綠電交易這部分的收益是有保障的。”江蘇林洋智維技術有限公司(下稱林洋智維)某經理告訴界面新聞等媒體。

136號文推動新能源入市，同時設立“多退少補”的差價結算機制作為過渡緩沖。但納入可持續發展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。

林洋智維在實際運營中發現，136號文出臺后，90%的電量被納入機制電價，余電上網部分在江蘇僅能賣到約0.22-0.24元/度，略高于保底價0.2元/度。

而若由聚合商以綠電交易形式打包出售，市價可達0.36-0.385元/度。

林洋智維采用的運作模式，是與分布式項目業主簽訂兜底收購協議，以約定價格收購余電，再以更高價格在市場上賣出，差價即為收益來源。

但收益伴隨著風險。一方面市場價格波動可能導致兜底價倒掛，從而出現虧損。另一方面發電量預測偏差則需臨時買賣電量平抑，產生額外成本。

因此，分布式光伏開發商的轉型之路并非坦途。

實際上，自發自用后，分布式光伏項目可交易的余電電量極為有限。例如，梓涅新能源一個100兆瓦項目每月可參與綠電交易的電量僅約10萬度，收益貢獻微乎其微。

分布式項目聚合而來的綠證，在市場上認可度也有待提高。林洋智維某經理指出，如百萬度綠電，通過虛擬電廠聚合而來的綠證可能來自十幾家甚至上百家電站，用戶會覺得管理起來十分繁瑣。

此外，虛擬電廠的長期盈利模式，也尚不明朗。

吳大清表示，最早設計虛擬電廠的人認為其盈利主要來自需求響應調節費用。理想狀態下，虛擬電廠將所有儲能、充電樁和用戶資源集成，即便限電也能通過調節獲得補償。然而，中國電網結構過于復雜，這一功能目前尚未真正落地。

盡管陣痛仍在持續，但在李杰看來，136號文等政策的出臺恰恰是必要的。

“2025年之前市場過熱，各類開發商乃至‘小白’都爭相涌入，過熱跡象明顯。政策落地后，有望讓市場走得更穩、更遠。”李杰表示，“我們內部把136號文定義為‘短期利空，長期利好’。”

江蘇省可再生能源行業協會新能源專委會副主任、江蘇省工程咨詢中心能源處經理孫文健認為，分布式光伏的潛力依然可觀。江蘇省的“十五五”規劃，仍將分布式光伏作為新能源的主要增量。

他指出，作為經濟大省，江蘇能源消費持續增長。“十五五”期間，若電力需求持續上漲而供應跟不上，本地新能源電價將仍有較強支撐，上行將是相對確定的趨勢。

與此同時，綠電消費需求剛性增長，企業考核壓力不斷下沉，為包括分布式光伏在內的新能源電力提供了持續的市場空間。

據公開數據，以2026年中長期年度交易電價為例，江蘇常規電價僅約0.34元/度，而綠電價格達約0.404元/度，6分錢的價差也是當前市場對綠電價值的真實認可。

孫文健推測，當前電價和政策的不確定性只是過渡期。長遠來看，隨著技術能力和交易能力的提升，行業將迎來價值回歸。