2025年是中国光伏行业迎来剧烈政策调整的一年，136号文叠加分布式光伏管理办法的印发，正进一步引导行业重塑分布式光伏的投资逻辑，然而站在当下，诸多疑问仍在困扰着分布式光伏领域的从业者，当财务模型被进一步打破，分布式光伏还能不能投？如何投？下一步该往哪些方向突破?在各企业的战略导向上，更宏观的问题在于，中国的能源领域，未来是否还有光伏的一席之地？是否还需要光伏的发展？带着这些疑问，在日前光伏們、储能与电力市场主办的第九届分布式能源嘉年华上，多位深耕分布式光伏投资领域超过10年的企业负责人与资深人士进行了阐述，光伏們精选部分内容，供行业参考。值得注意的是，这些深耕行业多年、并且经历了多轮周期挑战的企业，当下的共同选择是寻找机会、适时调整，而非放弃与提出。2025年，分布式光伏的市场变化
从山东率先开始，2023年底湖北省调整峰谷电价（一度计划设4小时谷电，后改为2小时）引发行业震动，此后湖北、湖南、安徽、江苏、天津等多地（除广东、重庆部分直辖市外）陆续调整，白天光伏发电时段电价下降 0.15-0.4 元 / 度。典型省份，如湖北2022-2023年折前光伏白天发电时段用户询价0.9-1元/度，2025年降至0.63元/度左右。峰谷电价的调整直接影响存量项目收益，按照折扣电价（如7-8折）签约的项目，折后电价降低0.15-0.3元/度，全投资收益率下降2%-6%，部分项目（如湖北、江苏）收益率从8%-10%降至 4%-5%，甚至面临还本付息压力。电价水平逐年下滑，2021年还能看到0.7元/度的合同，2022-2023年0.5-0.6 元/度较常见，2025年0.35-0.4元/度已成常态，0.3元/度及以下的合同也不罕见，带来的直接后果是新项目竞争加剧，同时冲击存量项目收益。譬如，部分企业主因新项目电价低（如0.35元/度），对存量项目（如0.6元/度）提出降折扣要求，甚至以运维问题、漏水、拖延电费等方式施压。- 136 号文 “保量保价” 落地存差异，部分省份冲击大
国家层面136号文提出存量项目衔接既有政策，“保量保价”，但各省执行差异较大。中东部地区中，湖北执行最严格，不仅不保量保价，过渡期内20%非机制的部分按现货均价结算，2025年部分月份结算均价仅0.13元/度左右（原电价0.41元/度）。江苏虽10%电量不保价，但过渡期内按标杆电价结算，且可参与绿电交易，情况相对较好；西北、东北等非工商业主战场的区域执行问题更为突出，对存量项目投资人收益打击明显。531之后的行业现状
过去两年消纳红区逐步扩大，2025年下半年项目减少，但消纳红区仍在增加，典型如天津，大部分区域为红区、绿区（可做自发自用）有限；广东等核心市场红区也较多，可开发的自发自用项目空间收缩。各省机制电价竞价规则差异大，门槛普遍较高。譬如，上海、广东、安徽已开展竞价，但流程复杂；江苏要求提供施工合同及发票（未开工项目无发票，存在操作难题）；湖北、浙江要求项目建成并网且完成 “四可” 调试后才能竞价；山东明确工商业项目不允许参与竞价。政策限制倒逼用户消纳率要求抬高：部分省份备案时明确硬性消纳率要求，同时因上网电价不确定性，企业对用户侧消纳率的重视程度进一步提升。企业有参与电力市场交易的意愿，但基础条件不满足。目前，仅江苏、广东两省实现工商业分布式在电力交易中心注册（江苏开通了绿电双边交易模块），湖北、湖南等多地交易中心IT系统未完善，项目无法注册，更无法开展AGC调试后的聚合交易。另一方面，大部分省份的分布式光伏聚合交易规则缺失，多数省份省份要求工商业分布式光伏聚合10MW以上才能参与交易，但具体聚合方式、细则未明确，实际操作无依据。经内部数据研究测算，2024年中国发电能力过剩1200-1500亿度，2025年新建项目新增发电能力9,000亿度（全年用电量约5-6000亿度，发电能力过剩3000-4000亿度），两年累计过剩4000-5000亿度（接近一年新增发电需求量）。供需失衡预计需1-2年消化，2026年行业压力仍较大，但长期看，2030年前后随着供需逐步平衡，行业有望恢复增长态势。下一步的业务思路
排除逻辑包括部分省份因消纳红区扩大（如天津）、机制竞价门槛过高（如山东限制工商业参与）、交易机制不完善（如湖北工商业分布式暂无法在交易中心注册），导致项目开发与运营风险显著上升，需逐步减少资源投入。预判2026年除直辖市外，广东、江苏、安徽将成为最热门区域。这三省具备以下优势：机制电价竞价流程相对清晰，项目落地确定性高；余电上网可参与中长期交易或绿电交易（如江苏开通工商业分布式绿电双边交易模块），电价收益更稳定；现货市场价格机制相对成熟，项目收益可预测性较强。面对午间谷电蔓延、电价下行、消纳要求提高等行业痛点，李月提出 “工商业分布式主动配套储能” 的必要性，且通过内部测算验证其经济可行性。
工商业分布式主动配储的核心价值在于，一方面，可以提升光伏的消纳率，通过储能调节光伏出力时段，匹配用户负荷高峰，减少余电上网比例，规避部分省份余电按低价现货结算的风险（如浙江、山东）；同时，可以优化结算电价，譬如部分地区对配储项目有电价补贴或交易优先权，可间接提升项目整体收益。探索低消纳、集中式屋顶上网项目，严控成本挖掘细分机会
136号文后全额上网项目减少、平台方规模承压，但在特定条件下，可以探索低消纳或类上网的屋顶集中式项目，核心在于严控造价+锁定长期低成本融资。
譬如选择现货均价较高、电价预期稳定的省份（如广东），针对屋顶资源集中但用户消纳能力有限的区域（如工业园区集中屋顶），开发“低消纳+部分上网” 的项目。该类项目的盈利逻辑在于，一方面，若将项目造价压缩至2元/瓦出头，度电成本（LCOE）可降至0.2元/度左右，低于部分地区现货均价；另一方面，可以通过12-15年长期低成本项目融资，降低资金成本，提升项目安全边际；另外，即使消纳率较低，但长期稳定的上网电价（结合绿证、碳汇收益）仍可保障项目基本收益。未来的市场预判
2024年中国发电能力过剩约1200-1500亿度，新增发电需求与过剩量形成显著缺口。2025年全年用电量预计5-6000亿度，但发电能力仍过剩3000-4000亿度；叠加2024年过剩量，两年累计过剩规模达4000-5000亿度，接近一年新增发电需求量，是当前电价下行、项目收益承压、136号文落地争议等问题的核心根源。短期（2026年）供需失衡压力仍较大，行业投资与项目开发需保持谨慎，大概率延续 “低增速、高竞争” 态势。中期（2027-2028年）：随着过剩产能逐步消化、电力需求稳步增长，供需关系有望逐步平衡，行业增速或逐步回升。2030 年新能源需求：仍有明确增长空间，非线性释放
以 “GDP 增速→电力需求→传统能源供应缺口→新能源补位” 为核心逻辑：假设2030年中国GDP增速维持4.8%，可测算出对应电力总需求；而传统能源（火电、天然气电、核电、水电）到2030年的供应量已基本明确（多数项目已核准），两者差值即为新能源（风光）的市场空间。但新增装机并非“线性释放”，2026年大概率为低谷，2027年后随供需平衡逐步回升，长期看行业仍有明确增长动力，无需过度悲观。追溯2011年以来煤炭开采成本与动力煤成本变化趋势，发现煤炭成本呈“稳步上升” 态势，且该趋势预计将延续至2030年。煤电作为电力市场 “价格锚”，其度电成本与煤炭成本强相关；若煤炭成本持续上升，煤电平均成本将同步抬高，进而为整体电价提供 “底部支撑”。短期因供需失衡，电价承压下行是阶段性现象；长期来看，电价受煤炭成本、电力需求增长、新能源替代成本等多重因素约束，“一路走低”不符合经济规律，未来有望逐步回升至合理水平，为新能源项目收益提供稳定性保障。开弦新能源：开弦资本旗下专注工商业分布式的实业平台
开弦新能源是开弦资本100%全资控股的子公司，定位为 “从金融回归实业” 的工商业分布式光伏投资运营平台，核心目标是长期持有优质资产，而非追求短期交易或上市。
- 核心商业模式：“帮开发商做自投”，高比例合资共担风险
针对开弦资本“强资金、弱渠道”（投资团队擅长金融，缺乏线下开发、建设、运维能力）的特点，创新性提出 “高比例合资+风险共担+强制分红”模式，实现与渠道方的利益绑定。该模式是指与渠道方、地方合作伙伴成立合资公司，开弦新能源一步到位给予合作方40%同股同权，自身负责解决全部资本金与长期项目融资（覆盖开发、建设、运维全周期资金需求）；合作方负责项目开发、本地化管理（如屋顶资源获取、用户关系维护、运维落地），双方共同持有资产，风险共担。项目运营期内，电费收入扣除还本付息、运维保险等成本后，90%以上可分配现金流强制分红（每年2次），实现“项目落地第一天即完成资产证券化”，保障合作方短期收益与长期稳定回报。开弦新能源100%股权由开弦资本持有，目的是缩短决策链、提高运营效率，避免外部股东对 “长期持有” 战略的干扰（如要求上市、出售资产兑现收益）。- 核心目标：回归实业本质，以 “建设高品质电站、保障稳定现金流” 为核心
不刻意追求规模扩张，而是通过严控初始成本、做好客户服务，实现资产长期增值；金融化操作（如ABS、REITs）仅作为后期现金流优化手段，而非核心目标。
