在分布式光伏历经四年的高速发展后，今年10月，国家能源局发布了《分布式光伏发电开发建设管理办法(征求意见稿)》。这一举措意义非凡，因为距离上一次分布式光伏管理办法更新已经过去了10年之久。
回溯分布式光伏的发展轨迹，从“十三五”补贴时期那种近乎狂热的开发状态，过渡到“十四五”以双碳目标为指引，各行各业与资本大规模涌入的阶段，分布式光伏已逐渐成为我国能源转型的核心力量，其重要性不言而喻。相关数据显示，“十四五”的前四年，分布式光伏新增装机量高达263.6GW，这个数字是“十三五”历年新增装机量总和的3.5倍，凸显出其迅猛的发展态势。
2025年“十四五”即将收官，随着分布式光伏管理政策的调整，其开发模式、发展方向和趋势都将发生相应变化，这不仅是对当下发展阶段的适应，更为“十五五”期间该行业的持续发展铺就了基石，为行业未来的发展勾勒出清晰的路线图。
市场开发趋势的新变化：分布式光伏领域的转型与挑战
分布式光伏新版管理政策(征求意见稿)带来了一系列重要变化，其中工商业光伏上网模式的改变堪称关键，具体表现为以6MW为界限，项目要么只能选择自发自用、余电上网模式，要么只能全部自用。
一方面，由于规定6MW以上项目必须全部自用，这必然会促使行业对以往的开发方向做出调整。过去，投资方热衷于追求大型屋顶项目，倾向于开发规模大、收益高的项目，目标多集中在央国企和上市企业这类大型工商业主体。然而，随着上网要求的变化，那些此前未受重视的小微企业、轻工业企业，以及消纳情况良好但规模较小的企业，将成为重点开发对象。
这也就意味着，6MW以下的优质项目将成为竞争焦点。正如一位投资商所强调的：“明年大家都会集中在6MW以下的项目领域，竞争必然加剧，新的开发模式也会层出不穷。在这种情况下，更要注重开发模式的创新，好的模式远比项目规模重要。”
与此同时，分布式光伏的管理政策正从规模管理向电量管理转变。与地面电站类似，工商业光伏下一步开发的重点将是对负荷资源的争夺。那些自用消纳率高且稳定的资源，将成为分布式光伏市场开拓的重中之重。而且，对投资区域的评估也会更加严格，电力供需状况、负荷增长趋势、电源结构等因素，都将成为分布式光伏投资企业在评估投资边界时需要细化考虑的内容。同时，投资企业会更加关注资产价值的评估，而不再仅仅着眼于装机规模的增长速度。
大型屋顶光伏能否实现全额上网?
在新版管理政策(征求意见稿)出台后，大型屋顶光伏项目是否仍具备投资价值成为行业关注的焦点之一。实际上，依据当前征求意见稿内容，大型屋顶光伏若要实现全额上网或者选择自发自用、余电上网模式，其中一种途径是与普通地面电站共同参与竞配。
然而，对于大型屋顶光伏电站而言，和集中式光伏电站一起参与竞配存在诸多劣势。从屋顶租金角度来看，当前屋顶租金为5-10元/㎡，若将其折合为地面租金来计算，每亩可达3000-6000元，这一价格远远高于集中式光伏电站的土地租金。
此外，在各省现行的具体竞配细则中，诸如企业资金实力、项目持有规模等评分细则在一定程度上更偏向于集中式项目投资商。所以，要使参与竞配的大型屋顶光伏项目能够匹配相对公平的评分标准，这一发展路径能否顺利推进，实际上取决于各省详细的管理规则。
近期福建、安徽、陕西以及河南等省份公示的年度光伏指标清单中，都出现了屋顶分布式光伏项目，其规模在6-100MW级别不等。
例如在福建，其优选文件中鼓励的四大类别就包括屋顶光伏，三峡、华电分别有150MW、75MW的屋顶光伏项目入选;在陕西指标清单里，中石油、华电分别有38MW、20MW的分布式光伏项目获得指标。在河南发布的四批源网荷储项目中，入选的分布式光伏规模超过1GW，河南的这种模式实际上是对自发自用项目的另一种规定形式。
收益模型的变化分布式光伏领域的新挑战与应对策略
在全新的发展周期中，重新评估分布式光伏资产价值将成为未来的重要发展趋势。当前，国内分布式光伏资产评估的寿命周期通常在20-25年，然而，在新的管理政策框架下，部分投资商已提出将分布式资产周期缩短至15年以内的观点。
这一观点的核心是基于对多种风险的考量。在分布式光伏进入市场过程中，面临着诸如厂房业主资信状况不明、自用收电费存在不确定性以及政策频繁变更等一系列风险。在此情况下，以追求利润为导向，通过降低开发投资成本的方式，保障资金回收周期得以缩短，从而增强抵御风险的能力。
此前有几家分布式光伏投资商参与一个高耗能企业项目的投标。最终，中标单位与业主达成了EMC合作，合作价格不超过0.3元/度。该企业自用比例较高，且项目规模超过10MW。但令人意外的是，签约之后项目却迟迟未能动工。据了解，主要原因是对该高耗能企业后期持续运营能力进行评估后，发现其可能无法满足项目基本回收年限的要求。
从国外的数据来看，捷克某高校对85座分布式光伏电站开展了长达15年的监测运营。最初预期这些电站的工作寿命为20-25年，然而实际运行年限平均仅为12年。这主要归因于两个方面：一方面，设备性能在运行10年后出现显著下降，发电性能降低，故障率明显高于预期;另一方面，随着光伏成本持续降低以及技术不断进步，投资新建电站与维护老旧电站相比，经济产出比差距较大。
为应对政策风险和当前行业竞争的激烈态势，今年以来，不少企业开始积极推出创新的商业模式。其中，当前行业内最为主流的模式之一是“三年半送电站”模式。在这种模式下，厂房业主无需承担成本，也无需贷款。在3.5年的合同期内，业主能够享受固定的低价电价优惠。当3.5年合同期满后，业主可以免费获得电站，并享有电站的全部收益。
有投资商指出：“这种模式的核心实质在于更倾向于加快资金回笼周期，从而有效降低因投资周期较长可能引发的政策或市场风险。”
开发费用被压缩
实际上，缩短分布式光伏投资测算周期，意味着对降低费用的追求，而对应到初始投资中来看，当前产品设备的成本在持续下降，非技术成本的占比反而越来越高。
“十四五”以来，分布式光伏市场竞争加剧使得非技术成本逐年飙升，仅户用光伏而言，业务推广员的单块组件的“介绍费”曾一路高涨至400~500元/块，对应的给到农户的租金价格也从30~40元/块，上涨至60~70元/块。
但随着分布式光伏管理政策(征求意见稿)新要求的提出，市场发展预期下降，随着未来新版管理政策的落地，不确定因素增加，项目投资收益重新评估。可以预见的是，当前由于市场竞争导致的高昂屋顶租金与居间费的支出会被进一步压缩。
有开发商表示，“此前广东工商业路条方自发自用的费用在6~7毛/瓦，山东3~4毛/瓦。如果项目收益预期降低，居间费压缩至1~2毛/瓦相对合理些。”
当分布式光伏投资收益无法兜住未来可能涉及的政策与市场风险时，降低总投资几乎会成为一致的选择，屋顶租金、居间费/资源费便将成为首先被压缩的支出。
在以上的大趋势下，客观来看，分布式投资市场也将迎来变化。一方面，随着政策变动愈发频繁，分布式光伏项目业主自投的比例将显著增加，甚至未来的是自持占比会越来越高，这得益于光伏度电成本的下降，业主自投项目收益属性凸显，但同时这也意味着分布式市场的集中度或将进一步分散。另一方面，传统的第三方投资企业，会进一步延展业务模式，除了投资之外，从开发、建设到运维，发展成全方位的分布式光伏服务商。
需要强调的是，分布式光伏市场尽管在政策变更下不确定性短期内有所增加，但从长期来看，集中式与分布式并举的原则不变，市场就具备稳定的增长空间，在上述变化之外，各省对分布式光伏更细致的管理要求同样也是未来的关注重点。
事实上，分布式光伏管理政策的每一次变化都意味着新的挑战与机遇，如何穿透政策的最终导向，率先跑通合理的商业模式以及投资测算模型对企业都意味着全新的发展前景。
来源：光伏们