告别“躺赚”时代，如何重塑用户侧能源新业态？

2026年，国家发改委1656号文全面落地，中国电力行业运行四十余年的固定分时电价正式退出历史舞台，全国13省市率先推行15分钟级实时市场化电价，电力定价权彻底由行政指令回归市场供需。

这不是一次简单的价格调整，而是一场生存逻辑的彻底重写。就分布式光伏而言，一边是装机量同比增长的狂欢，一边是午间出力高峰电价“归零”甚至为负的残酷现实。

国家能源局数据显示，截至2025年12月底， 全国光伏发电装机容量达12亿千瓦，同比增长35%。其中，分布式光伏占其总装机比重约44%，几乎占据其“半壁江山”。而随着1656号文全面实施，光伏全额上网电价并入市场化交易，随之而来是新能源出力与用电负荷时空错配进一步加剧，收益逻辑被重塑。

对于分布式光伏投资商而言，午间深谷时段光伏出力集中，电价跌至0甚至负值，自发自用收益较行政分时时代最高缩水30%；工商业用户则面临一天96 个时点的动态电价，月度用电成本波动最高达30%。这直接击穿分布式光伏投资商与工商业用户的传统经营底线，全行业陷入收益不确定、运营无保障、资产无出路的安全感危机。

在这场系统性的“收益地震”中，行业不得不重新思考：当固定价差盈利模式成为过去，以分布式光伏为代表的用户侧新能源究竟该如何穿越市场波动周期？

越来越多的企业开始意识到，仅靠光伏发电已无法支撑长期稳定收益，储能、数智化运营、电力交易等能力开始加速融合，“光储数售一体”逐渐成为破局利器。

以融和元储为代表的头部能源运营服务商，率先展开探索。不同于传统“光伏+储能”的硬件叠加思维，其更关注如何通过光储融合、数智运营与资产证券化等方式协同，对冲电价波动、提升资产运营能力，并重构新能源资产的长期收益逻辑。

从行政红利到市场博弈

“光储数售一体”打造PPA时代的履约基石

1656号文的实施，标志着电力行业逐步告别计划定价惯性，迈入市场化商品运营新阶段。截至2026年4月，全国已有湖北、陕西、辽宁、河南等十余地明确取消行政分时电价政策。这是一场覆盖发电、售电、用电、交易全链条的深刻变革——当电价不再由行政指令而由市场供需决定，原来“微利躺赚” 的粗放发展模式难以为继，新的定价逻辑充分释放了电力的商品属性、稀缺属性与调节属性，深刻冲击着分布式光伏投资商与工商业用户原有的生存逻辑。

对于分布式光伏投资商而言，曾经的“收益保障”正逐渐演变为“价格陷阱”。在新政背景下，无储能的分布式光伏60%的发电量集中在午间10:00-15:00，这一时段正是电力市场深谷期，浙江、江苏、湖南等省份午间电价面临剧烈冲击，以江苏为例，其谷段电价较原峰段直接腰斩。国内不少光伏电站午间陷入“发电即亏损” 的困境，传统 “固定价差、自发自用” 的投资回报模型全面失效，不少项目IRR 普遍下滑5-10个百分点。

更严峻的是行业存量资产运营能力严重不足：全国5.3亿千瓦分布式光伏中，非标电站占比超三成，这类项目缺乏标准化设计、合规化手续与专业化运维，既无法通过储能改造提升收益，也无机构愿意收购，沦为 “僵尸资产”；中小投资商普遍缺乏电力交易资质、电价预测能力与辅助服务参与经验，只能被动承受电价波动损失。据行业实测，同区域光伏项目，专业化运营与粗放管理的收益差距最高达1.5倍，运营能力已成为资产盈亏的核心分水岭。

而对于没有专业电力交易团队的中小工商业用户而言，过去“按表索骥”的用电成本计算方式彻底失效。中小工商业用户面临三大致命痛点：

• 一是账单看不懂，多重交易规则让电费核算复杂度几何级上升

• 二是成本控不住，无调峰手段只能被动接受高价用电

• 三是门槛够不着，电力市场注册、调度接入等准入要求，让中小用户无法直接参与市场交易。用电成本失控，已成为制约中小工商业企业发展的核心瓶颈

这意味着，无论是投资侧还是用电侧，行业真正缺少的，都已经不只是“设备”，而是一套能够穿越市场波动周期的稳定收益机制。也正是在这一背景下，PPA（Power Purchase Agreement，购电协议）开始快速成为供需两端共同的破局路径。

目前，南方区域已明确“全面推广多年期绿电交易（PPA）机制”，引导新能源项目与用户签订多年期绿电交易合同，省内绿电交易仅开展双边协商、挂牌交易。对工商业用户而言，PPA是用长期合同锁定未来10—20年绿电价格、对冲现货市场风险的核心工具；对光伏投资商而言，PPA提供了稳定的电费收入预期，为项目融资和资产退出创造前提。

但仅靠一纸PPA协议，并不能真正解决问题。光伏出力的随机性与用电负荷的波动性天然错配，只有通过储能实现电力的“时间转移”，将午间“低价废电”转化为峰时“价值电”，才能让新能源从“不可控电源”升维为“可储、可调、可用的稳定商品” 。“光储数售一体”成为支撑 PPA 稳定履约、重构资产金融价值的必选项，能真正让PPA 从纸面承诺变为长期可兑现的稳定收益，满足当前的行业发展需求。

从非标资产到价值资产

融和元储打通分布式光伏资产增值闭环

当下，行业正进入“运营为王”的新周期，仅靠“光伏+储能”简单的设备组合，无法完全支撑新能源资产的长期稳定收益。真正决定项目价值的，不再只是装了多少光伏、配了多少储能，而是谁能在此基础上，同时具备资产运营、电力交易、收益管理与金融协同等能力，将波动的新能源转化为可预测、可运营、可增值的长期资产。

这正是融和元储区别于传统“光伏+储能”设备集成商的核心所在。

作为以储能为核心的全球领先零碳能源运营商，融和元储凭借国家电投央企背景、全场景运营经验、产融协同生态能力，彻底跳出“设备销售” 传统思维，构建存量资产收购→标准化改造→数智化精细运营→专业售电交易→资产证券化的全链路业务闭环，成为行业内同时具备全国运营网络、AI数智运营平台、全场景解决方案、电力交易资质与产业基金等的全链条运营企业，构建了深厚的产业护城河。

成立光伏基金，重塑“非标电站”资产价值——依托国电投产业背景与“金融+能源科技”的双重基因，融和元储联合上海国策投资管理有限公司设立光伏专项基金，聚焦存量光伏资产并购、非标资产改造和光储一体化项目规模化复制。其核心逻辑并非简单收购资产，而是通过资产改造、运营提效与收益重构等手段，将大量原本分散、非标、低效的光伏资产，转化为具备长期稳定现金流的标准化能源资产，直击存量资产无法退出、非标电站无人接盘这一分布式光伏行业最大痛点，彻底打通行业最缺失的资产退出与增值通道，让非标、低效、无力运营的光伏资产重新实现价值变现。

但在实时市场化电价时代，真正决定资产价值上限的关键，是运营能力。

领先运营优势，让光伏资产收益清晰可控——随着电力市场化深入，传统分布式光伏资产“发得出、管不好、卖不优”的运营困境将进一步加剧。一方面，资产估值受制于滞后、割裂且主观的数据困境，依赖历史电费账单、人工运维记录与宏观电价预测等，难以真实、动态地反映资产价值。另一方面，在实时电价波动下，传统粗放式运营难以精准匹配充放电与交易策略，实现资产收益最大化。

而融和元储在行业普遍进行“规模竞赛”的早期，便以前瞻性认知锚定“运营”价值，提前布局辅助服务、现货交易与虚拟电厂等领域，打造“融和·白泽”数智运营平台，将AI交易算法与实时电价深度融合，为光、储资产构建起投前测算、运行调度、电力交易、收益优化到资产管理的全生命周期运营体系。

“融和·白泽”基于覆盖全国超26省、近600座电站的实战经验与TTV稳居行业最高位的运营数据，叠加10万+行业故障案例库，通过电价预测、充放电策略优化、辅助服务参与等多重手段，主动提升资产收益，能让过去“看不见、算不清”的分布式光伏资产价值，变得清晰可控。

同时，融和元储依托长期源网侧项目运营经验，深度构建覆盖“源-网-荷-储-售”全链条的电力运营能力。不同于传统售电公司单一依赖价差交易，融和元储以储能为核心调节单元，打通新能源侧出力优化、电网侧灵活调节、用户侧负荷管理与电力市场交易体系，形成“批零结合、源荷联动、储网协同”的综合能源运营模式。依托全国化资产布局、现货及辅助服务市场参与能力、自有售电资质与数智化交易平台，公司能够动态优化绿电消纳、容量价值、峰谷套利与辅助服务收益，实现从“卖电”向“经营电力系统灵活性”的能力跃迁，进一步强化了在新型电力系统与电力市场化改革背景下的长期竞争壁垒。

生态协同，全面盘活资产价值——目前新能源资产的竞争正在从单体项目的博弈升维至全产业链的协同，单打独斗的项目模式难以穿越市场波动的长周期。为了更好地夯实分布式光伏资产收益，融和元储以“元储·海内经”为数字基座，针对分布式光伏 “估值难、融资难、退出难”等金融痛点，构建起连接场景、技术、数据与资本等多环节的价值中枢 。

从固定分时电价落幕到现货市场全面推开，分布式光伏“躺赚时代” 逐步落幕。挑战与机遇并存，无论是分布式光伏投资商还是工商业用户，在直面挑战的同时也将迎来价值重塑的窗口期。对此，融和元储正式向市场发出邀请：期待与更多伙伴携手合作，共同推动资产价值最大化。 更详细的解决方案，融和元储将在6月3日-5日的SNEC 2026进一步分享，欢迎莅临展台6.1H-A110，共探分布式光伏资产价值重构的新路径。