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(fā)電最好的季節(jié)。但對于TCL光伏科技商用業(yè)務中心開發(fā)一區(qū)總經理江波而言，感受到的不是陽光灼熱，而是行業(yè)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(fā)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(yè)，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(yè)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(yè)從業(yè)多年的老兵，已在去年意識到行業(yè)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(yè)務，將業(yè)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(yōu)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(qū)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(fā)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(guī)模較小的、布置在用戶附近的發(fā)電系統(tǒng)，主要包括工商業(yè)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(yè)“主力軍”。

然而，光伏行業(yè)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(fā)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(fā)的《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設管理辦法》明確，一般工商業(yè)項目僅能選擇“全部自發(fā)自用”或“自發(fā)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(wěn)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(fā)改委與國家能源局聯合印發(fā)《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(fā)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(yè)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(huán)比暴跌超過五成。其中，分布式光伏新增裝機僅40.19 GW，環(huán)比跌幅達到64.4%。

制圖：蔣習

2026年，低迷態(tài)勢仍在延續(xù)。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(fā)布三個光伏EPC招標終止公告，涉及規(guī)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(fā)布公告，決定終止17個分布式光伏項目建設，合計裝機規(guī)模約313.19 MW。公告稱，受市場環(huán)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(wěn)定在7%以上，136號文落地后，行業(yè)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(yè)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(yè)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(yè)用電與新能源發(fā)電的互動適配，降低工商業(yè)用戶用電成本。

此后，江蘇部分季節(jié)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(yè)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(yè)免費提供屋頂并享受折扣電價。企業(yè)只需關注電價折扣和發(fā)電穩(wěn)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(yè)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(yè)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(tài)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(fā)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(yè)主自投的意愿卻在增強，對分布式項目開發(fā)商而言又新增一重挑戰(zhàn)。

據江波介紹，從浙江蔓延至江蘇，越來越多的業(yè)主愿意自投光伏分布式項目，主因是建設成本持續(xù)下降，業(yè)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(yè)務主體天合富家戰(zhàn)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(huán)的能力，單純做開發(fā)遠遠不夠。

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

界面新聞在此次調研中發(fā)現，多家光伏分布式企業(yè)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(yè)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(yè)。

綠電交易是“證電合一”的市場化交易，以綠色電力及其環(huán)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(yōu)于行業(yè)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(xù)發(fā)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(fā)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(yè)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(fā)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(fā)商的轉型之路并非坦途。

實際上，自發(fā)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(jié)費用。理想狀態(tài)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(jié)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(xù)，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(fā)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(wěn)、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(yè)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(guī)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(xù)增長。“十五五”期間，若電力需求持續(xù)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(yè)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(xù)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(guī)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(yè)將迎來價值回歸。