2025年，两大重磅政策先后落地，为分布式光伏带来翻天覆地的变化。其中《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称管理办法），直指分布式光伏开发建设管理痛点，而《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》（以下简称136号文）则正式拉开分布式光伏全面入市的大幕。

受上述新政影响，分布式光伏将迎来哪些新变化、新趋势？

01

抢装潮

在管理新政和电价新政的影响下，分布式光伏开发有两个重要的时间节点。即“430”抢全额上网、“531”抢电价，两相叠加下，在2025年上半年将出现新一轮抢装潮。

值得注意的是，在抢装潮过后，由于各地区机制电价、机制电量的出台时间不一，且增量项目在电价机制下收益模型将重新测算，受此影响下半年分布式光伏或出现短暂的空窗期、停滞期，全年的新增装机规模或仍与去年相近。

02

涨价潮

自2月以来，光伏组件涨价在2～3分/W的消息不断，抢装潮更是进一步刺激了企业涨价的动力。据了解，当前部分一线企业组件价格在0.71-0.78元/W。而当前已有多家企业签订自律公约，受此影响，企业开工率有一定控制，导致前期库存销售后，部分型号组件出现短缺。预计随着抢装潮临近，后续组件价格仍有上涨空间，或重返0.8X元/W时代。

不过抢装潮过后，后续组件价格是否维持涨势还需考虑海外需求、企业产能控制等情况。

03

户用光伏或暂缓

按照管理新政，户用光伏分为自然人户用和非自然人户用。而结合最新政策，6月1日后，增量项目（包含户用光伏项目）上网电量将参与市场化交易，对于自投业主而言存在一定的难度，这类用户的电站安装需求或降低。

管理办法强调“非自然人投资开发建设的分布式光伏发电项目不得以自然人名义备案”，对于非自然人项目参与市场化交易，同样考验企业对交易规则的研究、交易电价测算的能力。

另一方面，业内消息称光e宝将在3月1日起停止电费划转业务。这一动作对于平台商影响甚大，以往这类项目通过“光e宝”代扣结算电费，资方拿到电费收益后再给农户分成，而停止电费划转业务后，平台商无法进行批量电费结算，只能选择手动转账，无疑将增加成本。

04

小微工商业迅速发展

新形势下，小型工商业项目即200KW-2MW规模的项目或成为主流。这类企业具备一定的用电需求，且部分高能耗企业还将面临零碳、低碳要求，具有安装光伏的动力。其投资模式也将由以前的“以屋顶规模定安装容量”变为“以实际消纳定安装容量”。

05

分布式开发费将大幅下降

以往分布式光伏项目收益为发电量*固定上网电价，未开展分布式光伏入市交易的地区更是保量保价。而在136号文出台后，光伏项目量、价皆变，投资收益模型将重新测算。受此影响，企业投资收益存在不确定性，周期拉长、资金回笼压力增大，缩减过高的额外费用如居间费等有助其降低自身风险。

据了解，以往光伏业务员的居间费达到200-400元/板，这类费用已有大幅下降。另一方面，光伏安装费用也在下降。据了解，近期多个品牌已经降低项目安装费用，江苏某地安装商1000元/块的安装费下降约四成。

06

X年送电站模式再次火爆

变局之下，工商业分布式也将迎来更多创新模式，其中三年半送电站、X年送电站模式或再次火爆，这类模式的本质是用电费换电站。

以3年半换电站模式为例，业主方在合同期内，按照约定折扣电价缴纳电费（折扣电价低于企业用电电价），合同届满电站送给业主，收益全部归业主所有。

这一模式的优势在于，业主0投入，即不出资、不担保、不授信。

痛点在于光伏设备的质量以及后期运维等问题，避免劣质产品泛滥因此用户在选择时需仔细甄别。

07

分布式配储从被动到主动

尽管136号文明确提出，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。但受光伏发电波动性、间歇性的特征影响，往往在光伏大发时段会面临低电价。而储能系统可平衡电力供需，平滑电站收益。因此分布式光伏配储将成为业主的主动选择。

08

区域化特征明显

根据136号文，2025年6月1日起投产的新能源增量项目，每年新增纳入机制的电量规模由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况以及用户承受能力等因素确定。

未来，分布式光伏的开发将围绕负荷开展，对于高能耗企业聚集、用电需求高的地区，分布式光伏的开发动力更大。

09

开发企业须具备电力交易能力

随着光伏发电回归电力属性，光伏开发企业也需成长为多面手。如果不具备帮客户进行电力交易的能力，则将失去很多机会甚至被淘汰。而注册售电牌照，培养电力交易员等，将有助于提升企业的竞争力。

10

智能化手段成为必备技能

光伏发电参与市场化交易，需要对发电量以及电价精准预测。此外，取消固定电价之后，电站业主将更加注重精细化管理和专业化运营，提高系统运行效率和发电收益。这些均离不开AI等智能化手段的支持。