7月初，广州的一间办公室里，分布式光伏电站服务企业高管李想，在与同事一同接受媒体采访的两小时里，偷偷打了不下五次哈欠。

“凌晨到现在睡了四个多小时。”采访结束后，他私下告诉第一财经，前一晚有老客户找过来重新谈判分布式光伏电站合同能源管理（EMC）合同折扣，甚至以拒缴电费、终止合作要挟。“到晚上11点多，紧接着又得调今年公司在广东省的装机规划，今天做汇报。但我们真拿不准现在的市场局势。”

李想的话道出了中国新能源发展“主力军”——分布式光伏正在经历的困局：一边是国家非化石能源十年倍增行动的刚性增长目标，一边是市场主体集体收缩、观望的现实图景。

曾经依托屋顶资源遍地开花的分布式光伏，因其收益清晰、风险可控、政策兜底，吸引央企、地方国资、民营企业扎堆入局。但自2025年新一轮电力市场化新政密集落地后，行业底层逻辑被大幅改写。保量保价、粗放增长的时代落幕，叠加合规改造成本陡增、税务风险显现、电价剧烈波动，分布式光伏电站的稳健投资属性开始弱化。

广东，作为去年全国分布式光伏新增装机第二大省，是这场行业剧变最鲜活的样本。这里曾是光伏投资的热土，但随着优质屋顶资源开发殆尽、存量电站利润大幅收缩、银行融资审核收紧，整个分布式光伏赛道陷入了进退两难的困境。

市场体感降温

分布式光伏，扎根用户侧、贴近用电终端，凭借灵活布局、就近消纳的独特优势，多年来扛起了国内光伏扩容的大旗。

2021年，分布式光伏新增装机量首次超越集中式光伏，成为行业主力。2025年，国内风电、太阳能发电新增装机超4.3亿千瓦，累计装机占比近半、历史性超越火电，其中光伏新增装机3.17亿千瓦，占比超七成。这背后，1.53亿千瓦新增分布式光伏功不可没。

但市场体感的降温速度远超行业预期。2025年一季度，全国分布式光伏新增装机36.31吉瓦（GW）；到2026年一季度，这一数据骤降至21.57吉瓦（GW），同比大幅下滑近41%。

数据来源：国家能源局

与此同时，头部央国企陆续收缩相关业务。央企中节能集团子公司太阳能（000591.SZ）2025年底官宣，因电网安全管控升级、市场化经营压力以及区域电网承载力饱和可能带来的限发（弃风弃光）风险，决定终止总投资约7.62亿元的河北联通150兆瓦分布式光伏发电项目；河北省属重点国企新天绿能（600956.SH）在去年年报中直言，不再单独投资发展光伏发电业务，到去年底公司新疆、黑龙江、辽宁省内全部光伏项目，以及河北省内部分光伏项目已完成剥离。

巨头撤退，行业投资信心明显回落。“没人敢轻易下手投资分布式光伏电站。现在光伏设备企业市场销售人员天天在外面跑，但设备还是难卖。”广东某国有能源企业高管王方一语点破当下市场的冷清，在经历一轮政策密集调整后，曾经火热的投资氛围逐步消散，观望成为行业主流心态。

同时，“民营企业抗风险能力很难比得上央国企。”广东晴天太阳能科技有限公司（下称“晴天科技”）总裁陈莎认为，在国家能源转型与新能源倍增目标下，央国企收缩分布式光伏项目投资，民营企业来支撑整个市场规模，并不现实。

资本市场的态度也愈发谨慎。新能源全面入市后，分布式光伏项目收益失去固定锚点，电价波动剧烈，原本依赖稳定现金流的融资模式适用性下降。一些行业人士透露，银行审评尺度大幅收紧，对项目合规性、收益率、消纳能力层层严苛审核，不少大型金融机构收缩相关业务，中小光伏企业融资难问题突出。

终端合作端的矛盾也在爆发。多年来支撑工商业光伏发展的EMC模式，如今适配性持续下降。

以往，电站投资方与工商业业主依托固定折扣电价分成，形成稳定双赢格局。但随着《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”）落地，电力现货市场让午间光伏大发时段出现负电价，业主方若按原有合约结算将形成部分时段电价倒挂。加之煤电容量费、辅助服务费等带动系统运行成本上涨，企业用户的省电红利被稀释，由此引发大量业主要求重谈EMC合同、调整合同折扣比例。

优质屋顶资源枯竭，进一步放大了行业困境。“现在好的屋顶资源越来越少，剩下的多是骨头。”王方指出，经过多年粗放式开发，资信优良、用电稳定的优质工商业屋顶基本开发饱和，虽据广东省电力规划院测算，广州市仍有约3/4、600万千瓦屋顶可装分布式光伏，但剩余可利用屋顶多存在老旧、施工成本增加等问题，且随着全额上网模式取消，项目消纳与电费收缴不确定性增加，企业投资策略也随之收缩。市场格局亦出现反转，企业过去优选兆瓦级大项目，如今不少几百千瓦的小型零散项目也成为无奈选择。

盈利底盘重构

近一两年内多项重磅政策集中落地，改写了分布式光伏延续十余年的行业发展规则。

2025年1~2月，《分布式光伏发电开发建设管理办法》（下称《办法》）与136号文两大新政先后落地，构成了本轮行业变革的核心底色。此前，分布式光伏电站可全额上网、电价有燃煤基准价作固定保底，收益稳定可测算。

如今，《办法》明确，取消工商业分布式光伏全额上网模式，项目收益仅能选择“全部自发自用”或“自发自用、余电上网”两种模式；136号文又要求新能源项目上网电量原则上全部参与电力市场交易，上网电价由市场交易形成。这意味着工商业分布式光伏电站失去了保量保价的行政托底，转向自负盈亏的市场化运营，收益完全取决于用户自发自用消纳比例与市场实时电价。

这场变革在广东的冲击力远超行业预期。李想表示，多数人认为，广东产业业态丰富、负荷大、消纳强，是分布式光伏最优市场，绝不会出现电价低迷、高限电（弃风弃光）问题。

但据多名行业人士介绍，136号文后，当地0.453元/千瓦时的标杆电价（燃煤基准价）成为历史，2025年机制电价竞价结果跌到0.36元/千瓦时，且因汛期受西电东送外来水电冲击，去年7、8月现货电价更是腰斩至约0.2元/千瓦时，影响今年年度长协电价中枢跌至0.372元/千瓦时。与此同时，限电问题愈发严峻。粤北、粤西等地普遍出现光伏限电问题，较为严重的台山市限电率高至20%。

“限发的每一度电都是电站的应收利润。”王方表示，光伏电站人力、运维等刚性成本占比大，发电量每减少一度，利润就缩水一分。今年，公司多数存量项目经营数据同比大幅下滑，个别项目甚至出现月度亏损。

电价下跌叠加弃光限电，分布式光伏电站传统投资收益模型适用性下降。广东多名能源央国企负责人告诉第一财经，当前分布式光伏项目资本金内部收益率（IRR）很难满足集团内部约7%的投资红线，一些企业开始从集团内部借款转向拓宽外部融资渠道。但同时，因项目收益率难测算，银行融资评审也面临较大不确定性，收紧对分布式光伏项目的贷款。

如果说电价波动压缩了行业利润上限，那么“四可”改造与高压涉网检测的刚性成本支出，则大幅挤压中小项目盈利空间。

随着国内光伏装机规模持续扩容，近两年国内光伏并网资质标准与准入要求升级。据国家能源局并网安全管理相关要求，新能源等并网主体应完成涉网试验，避免“带病入网”。另据《办法》，新建分布式光伏电站应实现“可观、可测、可调、可控”（简称“四可”），具备并网承载力和调控能力。

一名电网内部技术专家表示，早期分布式光伏依托行业红利粗放发展，许多社会投资主体安全意识薄弱，未能如传统电厂严格按照电力监控系统安全分区、横向隔离等规范标准化建设，网络安全意识、系统建设水平以及安全渗透防护能力薄弱，存在诸多电网隐患，推行“四可”建设是平衡产业效益规模与电网安全的必要举措。

安全管控无可厚非，但一刀切的改造成本，让很多企业不堪重负。

据一些从业者介绍，在广东等“第三方检测市场竞争激烈”区域，一个电站的一份常规涉网试验报告动辄要小10万元，尚不包含硬件升级、系统改造等投入，一些省市甚至报价到40万元。

“四可”建设在各地的执行标准、成本分摊也存在明显差异。陈莎举例称，广东某些地市的“四可”配置标准严于广州，而广州低压电站改造费用由电网承担，其他地市则由企业自行兜底，企业投资难以提前预判成本与风险。

九州能源相关负责人认为，并网安全管控应精准施策。“研究论证全国到底有多少电站、哪些出了安全问题、占比有多高，改造的整个社会成本有多大、是否有价值。”

另外，政策不确定性带来的隐性风险更让企业恐慌。2025年席卷广东光伏圈的“三免三减半”税务风波，进一步增加了行业的不安全感。

此次税务争议源于政策条款与行业管理的时间差。依据《财政部、国家税务总局、国家发展改革委关于公布公共基础设施项目企业所得税优惠目录（2008年版）的通知》（财税〔2008〕116号），光伏电站享受“三免三减半”所得税优惠的前提，是项目为“政府投资主管部门核准”的新建项目。而2013年国家能源局印发新规，将分布式光伏由核准制调整为备案制，并沿用至今，但对应的税务优惠适用条款未同步更新。过去两年，广东税务部门严格对照原有财税文件执行，认定存量备案制分布式光伏项目不符合所得税优惠条件，要求企业补缴已减免的所得税及历年滞纳金。

电价市场化、安全改造成本抬升、税务补缴、系统运行费增加等因素叠加，打破了光伏项目稳定的投资逻辑。陈莎表示，多重不确定性向外传导，将会让市场对投资光伏项目更趋谨慎，行业缺乏安全感，容易产生观望、退缩心理。

此外，晴天科技副总裁黎定杰补充道，广东沿海潮热、台风、盐雾腐蚀的特殊气候，也让当地光伏项目的建设、运维成本高于全国多地。光伏支架、钢结构、防水工程都需要升级标准，后期运维风控投入持续增加。在近两年行业周期底部阶段，更大的隐患在于部分小微企业为压缩成本偷工减料，将进一步加剧行业安全风险。

图为广东云浮一企业屋顶上的光伏发电板

突围自救与行业诉求

寒意席卷行业，但市场并未彻底停摆。

在政策过渡期的阵痛中，企业开始主动求变，放弃粗放扩张，探索新模式、新场景，在行业洗牌中寻找差异化生存机会。

多家企业告诉第一财经，公司摒弃了过去“全面撒网、遍地布局”的扩张模式，转而推行“一区一策、择优布局”策略。主动退出限电率高、合规成本高、收益薄弱的区域，集中资源深耕负荷密集、消纳稳定、政策清晰的市场。同时，抢抓户用光伏红利，依托“千家万户沐光行动”布局散户赛道，对冲工商业光伏的业务收缩压力。

“不发展才是最大的风险。”即便身处行业寒冬，王方依然保持着审慎进取的姿态，“过渡期我们会严控投资边界、做好极端风险测算，在资源获取能力强的央企收缩的窗口期，打造自身差异化优势”。

针对传统EMC模式纠纷频发、收益不稳的痛点，行业涌现出新的合作模式，化解业主信任危机。晴天科技创新推出“三年半按发电量付费”的共建模式，无需业主前置投入，而是按实际用电负荷，要求匹配装机规模，业主分期偿付投资成本。

黎定杰介绍，这种共建新模式将光伏3~4年的投资回报周期公开透明化，让业主自主评估收益、理性合作，有效缓解电价波动带来的合同纠纷，重构双方的利益平衡。但他担忧行业内卷下，该模式会催生无序竞争，部分企业为争抢客户，依靠偷工减料、模糊合同条款压缩回报周期。对此，他建议各地或行业机构推出优质电站权威榜单，引导业主重点关注电站建设质量与运行安全。

此外，摆脱单一屋顶光伏依赖，开拓新兴高价值场景，成为行业突围的核心抓手。

“我们正在关注一些重卡充电站的投资。”前述某国有能源企业副总经理赵越说，重卡充电量大，国内几百万辆传统燃油重卡正处于电气化替代初期，在近期印发的《推动新能源重卡规模化应用实施方案》指导下，要求到2030年新能源重卡渗透率达到40%，预示着接下来每年将有几十万辆重卡替代量，用电市场亦将扩容。公司现已投资立项20多个重卡充电站项目，提前卡位新赛道。

全行业也在发出理性诉求，期待政策协同优化、新型电网加速建设，缩短行业阵痛期。

王方表示，新能源大规模并网下，电网增设安全配套的要求具备合理性，但从投资角度，行业亟须回归可测算的长期投资逻辑。当前政策多聚焦后端消纳环节，针对前端项目投资的细化指引较为模糊。顶层能源发展方向明确，非化石能源倍增目标坚定，但在央地协同上，部分地区政策落地缓慢，执行细则“不接地气”，衍生诸多经营不确定性。他希望监管出台贴合市场现状的引导方案，减少频繁调整的政策干扰，帮助行业平稳经历过渡期。

电网端的基础设施升级，更是破解限电困局的根本。业内人士认为，当前分布式光伏限电、节点阻塞的核心，是局部电网配套滞后、调节资源不足。他们期待依托“十五五”5万亿元全国电网固定资产投资，加快区域电网升级，从根源提升新能源消纳能力，稳定项目收益预期。

在近日国新办召开的新闻发布会上，国家能源局电力司司长杜忠明透露，国家能源局正在研究制定新型电网建设实施方案，将新增投产15回特高压直流绿电大通道，西电东送规模超4.2亿千瓦；同步推进配电网数智化升级改造，加快智能微电网发展，升级充电网络，支撑保障超过1.1亿辆电动汽车充电需求。

此外，针对行业融资难现状，绿色和平气候与能源项目经理高雨禾建议，依托广东产业资本活跃的金融优势，创新绿色信贷、风险分担、资产证券化等多元金融工具，降低项目融资成本与门槛，加快构建适配分布式光伏项目全生命周期的绿色金融支持体系。同时持续跟踪分布式光伏项目收益变化和市场交易情况，对机制电价和机制电量安排进行动态评估，根据市场运行情况适度优化相关机制，进一步稳定市场预期和投资信心。

（文中李想、王方、赵越均为化名）