【深度】屋顶光伏度苦夏

界面新闻记者｜蒋习
界面新闻编辑 | 张慧

“新增项目较去年明显减少，全额上网的分布式项目基本难以看到。”

6月中旬的江苏已进入夏季，迎来分布式光伏发电最好的季节。但对于TCL光伏科技商用业务中心开发一区总经理江波而言，感受到的不是阳光灼热，而是行业的寒气。

“从去年年中开始，国央企已基本先后退出分布式光伏市场。”在日前绿色和平组织的江苏省分布式光伏发展专项调研会上，江波对界面新闻等媒体表示。

成立于2021年的TCL光伏科技，隶属于TCL实业，目前仍活跃于分布式光伏市场。但江波已经察觉到，分布式光伏行业正在经历一场深刻洗牌，基本告别高速增量时代。

与江波有同样感受的，还有江苏梓涅新能源有限公司(下称梓涅新能源)董事长吴大清。

这位在光伏行业从业多年的老兵，已在去年意识到行业的严峻形势。其当年即出手让公司“调转船头”——收缩分布式光伏业务，将业务延伸至风电储能和售电、虚拟电厂等电力交易相关领域。

“目前公司分布式光伏项目占比已从80%-90%，降至20%-30%。”吴大清称。

这一切的变化，皆因光伏已从“政策呵护下的优等生”，变成“自负盈亏的市场参与者”。

风暴来袭

从梓涅新能源的办公室向外望去，南京南站屋顶的光伏板清晰可见。

作为华东地区最大的交通枢纽之一，南京南站终日人来人往。站房之上的一块块光伏板正安静地吸收阳光，是中国能源转型直观的注脚。

2025年，全国光伏发电量1.17万亿千瓦时，同比增长40%；风光累计装机占比接近一半，历史性超过火电。

江苏是这场变革的主角之一。2025年全年新增光伏装机28 GW，位列全国第二，其中新增分布式光伏18 GW，高居全国首位。

分布式光伏通常是指利用分散式资源，装机规模较小的、布置在用户附近的发电系统，主要包括工商业和户用两类，有“屋顶光伏”之称。与之相对的是集中式光伏。

2021年，分布式光伏新增装机首次超过集中式，正式成为国内光伏行业“主力军”。

然而，光伏行业运行的基本逻辑正在被重新书写，这对分布式光伏冲击尤重。

过去，分布式光伏电站可以采用“全额上网”模式，将所发电量按照燃煤基准价全部出售给电网，收益清晰可算、风险较低。

2025年1月，国家能源局印发的《分布式光伏发电开发建设管理办法》明确，一般工商业项目仅能选择“全部自发自用”或“自发自用、余电上网”两种模式，而禁止“全额上网”。

这意味着，原有模式不再适用，分布式光伏项目收益将更依赖于用户自身消纳电量的能力。若用户的用电稳定性不高、负荷曲线与光伏出力不匹配，项目收益直接大打折扣。

同年2月，国家发改委与国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（下称136号文），明确提出新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价由市场交易形成。

自此，光伏行业靠固定电价和行政保障的日子终结，告别“保量保价”时代。

光伏电站在午间集中出力，此时用电需求却往往处于低谷，供需错配之下，电力现货市场电价随之走低。同时，越来越多的省份开始调整峰谷时间段，增加了中午谷电时间，进一步压低电价，导致分布式光伏投资方的收益空间不断压缩。

“目前上网电价波动加剧，财务模型无法准确测算，余电部分的收益存在诸多不确定性。”江波说。

回看去年，光伏曾出现一轮“抢装潮”。当年1-5月，国内新增光伏装机197.85 GW，同比增长150%；其中5月单月新增92.92 GW，同比增长388%。

进入下半年，市场热度急剧降温，全国新增光伏装机环比暴跌超过五成。其中，分布式光伏新增装机仅40.19 GW，环比跌幅达到64.4%。

制图：蒋习

2026年，低迷态势仍在延续。今年1-4月，累计新增装机仅为50.91 GW，同比降幅达51.48%，市场寒意可见一斑。

连锁反应

收益难以预期，多个光伏项目已宣告终止。

2025年7月，国家能源集团发布三个光伏EPC招标终止公告，涉及规模352MW。其中，江苏南通10万千瓦户用分布式光伏项目终止原因明确指出：受新能源项目全面入市影响，该项目无法满足龙源集团收益要求。

同年10月，豫能控股(001896.SZ)发布公告，决定终止17个分布式光伏项目建设，合计装机规模约313.19 MW。公告称，受市场环境及经营条件变化影响，上述项目已无法满足公司投资收益要求。

吴大清透露，此前央企分布式光伏项目收益率稳定在7%以上，136号文落地后，行业基准收益率回落至6.5%左右。

受影响的不只是增量项目，还有存量项目的收益。

江苏省可再生能源行业协会新能源专委会副主任吴杰提供了一组对比数据：2025年6月之前，江苏工业用户白天的平均用电电价在每度0.8-0.9元之间。

自去年6月1日起，江苏省增设了午间谷时段，旨在促进工商业用电与新能源发电的互动适配，降低工商业用户用电成本。

此后，江苏部分季节的白天电价降至每度0.6元左右；今年3-4月份，由于中午出现长达4个小时的深谷时段，白天电价可能低至每度0.4-0.5元。

合同能源管理(EMC)一直是工商业分布式光伏的核心模式。该模式下，项目投资方提供从融资、设备采购到运维的全流程服务，企业免费提供屋顶并享受折扣电价。企业只需关注电价折扣和发电稳定性，项目投资方则从中回收投资、获取合理利润。

吴杰表示，过去与终端用户签订EMC折扣合同时，通常以0.8元/度为基准再乘以折扣。若现在以0.6元甚至0.4元的电价水平来折算，老项目的收益账已经无法算清。

江苏省可再生能源行业协会金融专委会主任朱兴华也指出，下游消纳方普遍要求电站报价低于脱硫电价，已投运项目也被要求重新协商电价，这已成为行业大趋势。

新项目洽谈中，电价下降压缩了投资方的折扣空间，如从六折收窄至八折，但用户仍期望原有低折扣，双方预期错位，签约陷入僵局。

与此同时，金融机构的态度也趋于保守。

“部分金融机构已选择逐步退出分布式光伏项目。”朱兴华告诉界面新闻等媒体，这是因为电价完全市场化，测算失去锚点，加之部分消纳方经营困难导致自用电减少，投资人风险显著上升。

仍在场内的金融机构，也在大幅收紧融资条件。据朱兴华介绍，“136号文”发布前，金融机构融资贷款额度可达每瓦2.5-2.6元；政策落地后，低压项目融资额度普遍降至每瓦1.6-1.8元，高压项目也控制在2.2元以内，极少突破2.5元。

在此背景下，EMC模式在降温，业主自投的意愿却在增强，对分布式项目开发商而言又新增一重挑战。

据江波介绍，从浙江蔓延至江苏，越来越多的业主愿意自投光伏分布式项目，主因是建设成本持续下降，业主算账后认为收益可行。

转机与出路

“过去靠EMC合同锁定电价的模式已经行不通。”天合光能旗下分布式业务主体天合富家战略负责人沈超表示，未来项目投资者必须要有源网荷储闭环的能力，单纯做开发远远不够。

江苏某金租公司能源事业部李杰亦认为，未来优秀的光伏电站投资者须兼具开发投资与电力交易能力。

界面新闻在此次调研中发现，多家光伏分布式企业已开始向电力交易领域延伸。

TCL光伏科技已办理售电及虚拟电厂资质，计划聚合工商业分布式项目参与交易；梓涅新能源今年3月从分布式光伏拓展至售电、虚拟电厂等领域。

苏州中鑫新能源有限公司(下称中鑫新能源)是地方能源公司的典型代表。该公司是江苏省内为数不多主动放弃将项目纳入机制电价结算、转而专攻绿电交易的企业。

绿电交易是“证电合一”的市场化交易，以绿色电力及其环境价值（绿证）为标的，满足买卖双方的绿电消费需求。

中鑫新能源董事长、总经理蔡剑俊向界面新闻等媒体透露，旗下扬州50MW风电项目选择绿电交易模式后，收益表现优于行业预期。

“在江苏绿电供不应求的背景下，绿电交易这部分的收益是有保障的。”江苏林洋智维技术有限公司(下称林洋智维)某经理告诉界面新闻等媒体。

136号文推动新能源入市，同时设立“多退少补”的差价结算机制作为过渡缓冲。但纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。

林洋智维在实际运营中发现，136号文出台后，90%的电量被纳入机制电价，余电上网部分在江苏仅能卖到约0.22-0.24元/度，略高于保底价0.2元/度。

而若由聚合商以绿电交易形式打包出售，市价可达0.36-0.385元/度。

林洋智维采用的运作模式，是与分布式项目业主签订兜底收购协议，以约定价格收购余电，再以更高价格在市场上卖出，差价即为收益来源。

但收益伴随着风险。一方面市场价格波动可能导致兜底价倒挂，从而出现亏损。另一方面发电量预测偏差则需临时买卖电量平抑，产生额外成本。

因此，分布式光伏开发商的转型之路并非坦途。

实际上，自发自用后，分布式光伏项目可交易的余电电量极为有限。例如，梓涅新能源一个100兆瓦项目每月可参与绿电交易的电量仅约10万度，收益贡献微乎其微。

分布式项目聚合而来的绿证，在市场上认可度也有待提高。林洋智维某经理指出，如百万度绿电，通过虚拟电厂聚合而来的绿证可能来自十几家甚至上百家电站，用户会觉得管理起来十分繁琐。

此外，虚拟电厂的长期盈利模式，也尚不明朗。

吴大清表示，最早设计虚拟电厂的人认为其盈利主要来自需求响应调节费用。理想状态下，虚拟电厂将所有储能、充电桩和用户资源集成，即便限电也能通过调节获得补偿。然而，中国电网结构过于复杂，这一功能目前尚未真正落地。

尽管阵痛仍在持续，但在李杰看来，136号文等政策的出台恰恰是必要的。

“2025年之前市场过热，各类开发商乃至‘小白’都争相涌入，过热迹象明显。政策落地后，有望让市场走得更稳、更远。”李杰表示，“我们内部把136号文定义为‘短期利空，长期利好’。”

江苏省可再生能源行业协会新能源专委会副主任、江苏省工程咨询中心能源处经理孙文健认为，分布式光伏的潜力依然可观。江苏省的“十五五”规划，仍将分布式光伏作为新能源的主要增量。

他指出，作为经济大省，江苏能源消费持续增长。“十五五”期间，若电力需求持续上涨而供应跟不上，本地新能源电价将仍有较强支撑，上行将是相对确定的趋势。

与此同时，绿电消费需求刚性增长，企业考核压力不断下沉，为包括分布式光伏在内的新能源电力提供了持续的市场空间。

据公开数据，以2026年中长期年度交易电价为例，江苏常规电价仅约0.34元/度，而绿电价格达约0.404元/度，6分钱的价差也是当前市场对绿电价值的真实认可。

孙文健推测，当前电价和政策的不确定性只是过渡期。长远来看，随着技术能力和交易能力的提升，行业将迎来价值回归。