2025年，兩大重磅政策先后落地，為分布式光伏帶來翻天覆地的變化。其中《分布式光伏發電開發建設管理辦法》（以下簡稱管理辦法），直指分布式光伏開發建設管理痛點，而《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）則正式拉開分布式光伏全面入市的大幕。
受上述新政影響，分布式光伏將迎來哪些新變化、新趨勢？
在管理新政和電價新政的影響下，分布式光伏開發有兩個重要的時間節點。即“430”搶全額上網、“531”搶電價，兩相疊加下，在2025年上半年將出現新一輪搶裝潮。
值得注意的是，在搶裝潮過后，由于各地區機制電價、機制電量的出臺時間不一，且增量項目在電價機制下收益模型將重新測算，受此影響下半年分布式光伏或出現短暫的空窗期、停滯期，全年的新增裝機規?；蛉耘c去年相近。
自2月以來，光伏組件漲價在2～3分/W的消息不斷，搶裝潮更是進一步刺激了企業漲價的動力。據了解，當前部分一線企業組件價格在0.71-0.78元/W。而當前已有多家企業簽訂自律公約，受此影響，企業開工率有一定控制，導致前期庫存銷售后，部分型號組件出現短缺。預計隨著搶裝潮臨近，后續組件價格仍有上漲空間，或重返0.8X元/W時代。
不過搶裝潮過后，后續組件價格是否維持漲勢還需考慮海外需求、企業產能控制等情況。
按照管理新政，戶用光伏分為自然人戶用和非自然人戶用。而結合最新政策，6月1日后，增量項目（包含戶用光伏項目）上網電量將參與市場化交易，對于自投業主而言存在一定的難度，這類用戶的電站安裝需求或降低。
管理辦法強調“非自然人投資開發建設的分布式光伏發電項目不得以自然人名義備案”，對于非自然人項目參與市場化交易，同樣考驗企業對交易規則的研究、交易電價測算的能力。
另一方面，業內消息稱光e寶將在3月1日起停止電費劃轉業務。這一動作對于平臺商影響甚大，以往這類項目通過“光e寶”代扣結算電費，資方拿到電費收益后再給農戶分成，而停止電費劃轉業務后，平臺商無法進行批量電費結算，只能選擇手動轉賬，無疑將增加成本。
新形勢下，小型工商業項目即200KW-2MW規模的項目或成為主流。這類企業具備一定的用電需求，且部分高能耗企業還將面臨零碳、低碳要求，具有安裝光伏的動力。其投資模式也將由以前的“以屋頂規模定安裝容量”變為“以實際消納定安裝容量”。
以往分布式光伏項目收益為發電量*固定上網電價，未開展分布式光伏入市交易的地區更是保量保價。而在136號文出臺后，光伏項目量、價皆變，投資收益模型將重新測算。受此影響，企業投資收益存在不確定性，周期拉長、資金回籠壓力增大，縮減過高的額外費用如居間費等有助其降低自身風險。
據了解，以往光伏業務員的居間費達到200-400元/板，這類費用已有大幅下降。另一方面，光伏安裝費用也在下降。據了解，近期多個品牌已經降低項目安裝費用，江蘇某地安裝商1000元/塊的安裝費下降約四成。
變局之下，工商業分布式也將迎來更多創新模式，其中三年半送電站、X年送電站模式或再次火爆，這類模式的本質是用電費換電站。
以3年半換電站模式為例，業主方在合同期內，按照約定折扣電價繳納電費（折扣電價低于企業用電電價），合同屆滿電站送給業主，收益全部歸業主所有。
這一模式的優勢在于，業主0投入，即不出資、不擔保、不授信。
痛點在于光伏設備的質量以及后期運維等問題，避免劣質產品泛濫因此用戶在選擇時需仔細甄別。
盡管136號文明確提出，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。但受光伏發電波動性、間歇性的特征影響，往往在光伏大發時段會面臨低電價。而儲能系統可平衡電力供需，平滑電站收益。因此分布式光伏配儲將成為業主的主動選擇。
根據136號文，2025年6月1日起投產的新能源增量項目，每年新增納入機制的電量規模由各地根據國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況以及用戶承受能力等因素確定。
未來，分布式光伏的開發將圍繞負荷開展，對于高能耗企業聚集、用電需求高的地區，分布式光伏的開發動力更大。
隨著光伏發電回歸電力屬性，光伏開發企業也需成長為多面手。如果不具備幫客戶進行電力交易的能力，則將失去很多機會甚至被淘汰。而注冊售電牌照，培養電力交易員等，將有助于提升企業的競爭力。
光伏發電參與市場化交易，需要對發電量以及電價精準預測。此外，取消固定電價之后，電站業主將更加注重精細化管理和專業化運營，提高系統運行效率和發電收益。這些均離不開AI等智能化手段的支持。
