一邊是5.76億千瓦的累計裝機，占全國光伏總裝機的45.3%;另一邊是上半年新增并網4222萬千瓦，較去年同期的1.13億千瓦下降超六成。2026年盛夏，分布式光伏行業正經歷一場深度變革。

國家能源局數據顯示，截至今年6月底，全國分布式光伏裝機達到5.76億千瓦，今年上半年新增并網4222萬千瓦。這組數據與去年同期相比增速明顯放緩。與此同時，安徽、四川、貴州、黑龍江等省份7月以來密集啟動“僵尸光伏項目”清退。據行業機構統計，截至7月底，全國已有1266個光伏項目被納入清退范圍。

從前幾年的“跑馬圈地”到如今的“清退瘦身”，分布式光伏的開發邏輯正在發生變化。公共建筑、產業園區的海量屋頂為何“沉睡”，并網門檻、收益波動等堵點如何破解，成為全行業關注的焦點。

產業發展“冷熱不均”

7月31日，江蘇無錫宛山湖，極電光能6.7兆瓦鈣鈦礦屋頂分布式光伏項目正式并網，這是目前鈣鈦礦領域單體商業化規模最大的屋頂光伏項目。此前一個月，巴斯夫湛江10.59兆瓦項目、鄭州國際陸港西作業區一期項目相繼并網;4月底，國內機場單期規模最大的重慶江北機場30兆瓦項目并網，年發電量約2400萬千瓦時;7月底，華南師范大學附屬樂從小學光伏項目完成驗收……

產業園區、交通樞紐、學校廠房屋頂正在變成“綠色發電站”，但這些成功案例背后，仍有部分公共建筑屋頂處于閑置狀態。記者調研發現，政府機關、學校、醫院等公共建筑屋頂產權復雜、決策鏈條長、協調成本高，一直是分布式光伏開發的“硬骨頭”。與工商業屋頂相比，公共建筑白天用電負荷與光伏發電曲線匹配度更高，本應是分布式光伏的最佳應用場景，但實際推進速度并不理想。

這種“冰火兩重天”的局面在全國多地同時存在。

“公共建筑屋頂協調難度確實比較大。”胡楊新能源創始人盧洋在接受記者采訪時表示，機關、學校、醫院分屬不同部門管理，決策鏈條長，很多單位擔心施工影響正常辦公、屋頂漏水、安全責任等問題，即使開發企業全額投資、產權方零投入，項目推進依然緩慢。

即便是在開發程度較高的珠三角地區，優質屋頂資源也日趨緊張。“用電穩定、資信好的工商業屋頂前幾年基本開發完了，剩下的要么是老舊廠房承重不夠，要么是經營不穩定的中小企業，項目收益測算很難做。”一家光伏開發企業負責人告訴記者。

7月29日，作為分布式光伏裝機第一大省的江蘇省印發《江蘇省分布式光伏發展實施方案(2026—2030年)》，明確提出“推動公共建筑應裝盡裝”，要求全面盤活黨政機關、醫院、文體場館等公共機構閑置屋頂，新建公共建筑可用屋頂應裝盡裝。

政策推力正在加碼，但市場端的反應仍顯謹慎。中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎認為，去年國家發展改革委、國家能源局聯合印發的《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》(以下簡稱“136號文”)重構了分布式光伏的收益模型，疊加電力市場化交易、消納約束等多重變量，行業已經從“跑馬圈地”進入價值重估期。

并網門檻曾是一道“紅線”

“備案了兩年，變壓器也看過了，就是并不了網。”采訪中，不少分布式電站投資業主向記者抱怨。

并網難的核心是2019年起執行的“80%紅線”：臺區變壓器反向負載率達到80%，即暫停新增分布式光伏接入。當一個區域內光伏裝機過多，白天余電倒送電網，變壓器反向負載率觸及紅線，整個臺區就不再批準新項目。

這道紅線運行期間，不少項目被卡在并網門外。

在光伏第一大省山東，截至2025年底分布式光伏裝機超過6000萬千瓦，136個縣中53個被列入“紅區”。從2023年起，山東、湖北、河南、江西、浙江等省份多地陸續暫緩或停止分布式光伏備案審批，湖北襄陽曾明確全市可接入容量為0。據行業統計，全國一度超過150個地區無新增接入空間。

更突出的是“僵尸項目”問題。行業測算顯示，全國有超過50吉瓦的項目“備案但無法并網”，有的已簽屋頂協議、采購了設備，卻因臺區容量不足長期擱置。“設備壓在倉庫，屋頂租金照付，每天都是成本。”一位民營光伏企業負責人說。

轉折發生在今年6月18日。新版《分布式電源接入電力系統承載力評估導則》(DL/T 2041—2025)正式實施，沿用六年的“80%紅線”正式廢止，取而代之的是綠、黃、紅三色分區動態管理。市場普遍認為，這將釋放約50吉瓦存量項目的并網空間。但也有業內人士指出，新規是“松綁”而非“放任”，項目仍需通過配儲、優化調度等方式證明對電網友好。

收益模型從“躺賺”變“精算”

如果說并網難是“進門難”，電力市場化改革帶來的收益重構，則是“進門后賺錢難”。

“136號文”推動新能源上網電價市場化改革，分布式光伏告別固定電價時代。此前，分布式光伏執行固定燃煤標桿電價，收益清晰可算。新政實施后，機制電價、分時節點電價、區域消納差異、限電等多重變量疊加，原有收益模型被打破。

“以前項目收益算得清清楚楚，投資回報周期六七年，銀行敢貸款，企業敢投。現在電價隨市場波動，分時電價、節點電價、限電比例都成了變量，測算模型完全變了。”某能源投資企業風控總監告訴記者，現在做項目不是先看能賺多少，而是先看能承受多大波動。

以浙江省為例，分時電價調整后，光伏度電收益從約0.79元降至0.54元，降幅約32%。廣東市場電價分化明顯，東莞、珠海等阻塞節點電價可達1元以上。

合規成本也在上升。國家能源局于2025年1月發布的《分布式光伏發電開發建設管理辦法》要求新建項目實現“可觀、可測、可調、可控”，存量項目逐步改造。

稅務追溯也是讓企業擔憂的問題之一。2008年文件規定“三免三減半”稅收優惠適用于“核準制”項目，但分布式光伏2013年起已改為備案制。近期部分地方稅務部門要求企業追溯補繳歷年減免稅款及滯納金。“政策變化加上各種改造成本，都是之前沒有預期到的。”上述企業負責人表示，不確定性顯著抑制了投資意愿。

多重壓力下，市場格局正在發生變化。中國光伏行業協會執行秘書長劉譯陽告訴記者，上半年光伏產業鏈各環節產量同比有所下降，但行業理性回歸的拐點正在臨近。他強調，行業要從“拼價格”轉向“拼技術、拼質量、拼差異化”，從規模擴張轉向價值提升。天合光能董事長高紀凡也指出，隨著成本核算標準統一、強制性國標陸續出臺，低價競爭空間正在收窄，行業將逐步回歸理性。

多方探索破局路徑

面對堵點，從政策到市場，一場“解題行動”正在展開。

光儲融合正在成為標配。今年6月以來，黃區、紅區項目通過配儲獲得并網通道，“以儲換空間”正成為行業共識。午間光伏大發時儲電，傍晚高峰時釋放，儲能既解決并網消納問題，又通過峰谷價差改善項目收益。浙江方面測算顯示，合理配儲后光伏綜合收益可回升至0.7元/千瓦時以上。

虛擬電廠也打開了新的收益空間。在廣東佛山，4.7萬平方米工業園屋頂光伏被聚合為10兆瓦交易單元，通過虛擬電廠參與電力現貨市場。虛擬電廠將分散的光伏、儲能、可調節負荷聚合起來，參與電網調峰和市場交易，既為電網提供靈活性，也為項目增加輔助服務收益。

合同能源管理模式在公共建筑領域持續推廣。開發企業全額投資，公共機構零投入，以電價折扣分享收益，合同期滿后資產無償移交。湖北大悟縣創新“光伏換空調”模式，企業投資建設學校屋頂光伏，為學校安裝空調，實現多方共贏。

今年5月，國家發展改革委、國家能源局出臺《關于有序推動多用戶綠電直連發展有關事項的通知》，允許新能源通過專用線路向多個用戶直接供電，為園區分布式光伏避開公共電網容量限制、降低用電成本打開了新通道。

從“跑馬圈地”到“精耕細作”，分布式光伏正在經歷一場供給側改革。分布式光伏的下半場，比拼的不再是速度和規模，而是精細化運營和系統治理能力。盛夏的陽光照在城市屋頂，那些“沉睡”的藍色硅板何時能被真正喚醒，還需要政策、電網、企業多方共同探索。