2023年分布式光伏已經與集中式電站保持雙足鼎力的態勢，在這一年里分布式光伏“大放異彩”，其中戶用光伏更是迅速占據市場，從國家能源局公布數據來看，2023年光伏新增裝機216GW，其中集中式光伏新增裝機120GW，分布式光伏新增裝機96GW，而戶用光伏新增裝機48.48GW，創歷史新高。

而2024年，分布式光伏卻和以往有些不一樣...

在2024年一季度，戶用光伏新增裝機迎來“拐點”，國家能源局數據顯示，今年一季度戶用光伏新增裝機6.92GW，同比降低23%，這也是一季度數據首次出現下降。

分布式光伏在經歷了“狂歡”過后，在2024年“尷尬”隨之而來。

從各省戶用分布式新增裝機數據來看，多個省份出現下滑，尤其是作為去年一季度戶用光伏裝機第一的河南，今年一季度下降幅度達87.15%，江蘇可謂是異軍突起，新增裝機達2.03GW，同比上升160.3%，趕超去年一季度第一的河南；山東作為光伏裝機大省，在戶用新增裝機方面，今年表現依舊穩健，雖然新增裝機量有所回落，但仍在排名第二，裝機量達0.73GW，與去年同期相比下降40.22%；安徽作為今年一季度新增裝機量排名第三省份，新增裝機量0.68GW，與去年同期相比下降33.36%；另外，遼寧在今年一季度戶用市場表現突出，從去年一季度僅0.16GW的新增裝機量，一躍達到0.48GW，同比去年上升194.47%。

從下面的一季度戶用分布式新增裝機對比圖可以看出，排名前15的省份中，除了江蘇省、遼寧、陜西、廣東、浙江、內蒙古以外，其他省份戶用新增裝機量均有不同程度減少。從整體到各省份戶用裝機量的下滑，則是市場逐漸暴露的問題所導致。

戶用光伏“難題”層出不窮

在2023年末，光伏行業就已經陷入了“成長煩惱”，國家能源局在開展分布式光伏接入電網承載力評估中，其中6個試點省份均出現不同程度消納問題，從此，接連不斷有省份爆出容量飽和分布式光伏無法接入；正當行業還“深陷”消納問題無所適從時，在2024年初，關于分布式參與市場化交易的聲浪愈發明顯，面對新形勢下的挑戰，戶用光伏“難題”也在不斷增多。

在面對戶用光伏參與電力市場，電價下行風險加劇，央企開始陸續終止戶用光伏項目，在今年4月，國家電投分別終止通遼市通電新能源公司在國家電投花吐古拉鎮的綜合智慧能源項目，以及山東那仁太新能源有限公司的山東100MW戶用光伏項目。

其中原因無外乎是，戶用光伏安裝成本上漲，新項目經濟效益減弱，土地與屋頂租金增長擠壓了項目利潤空間，不符合公司收益預期。地方戶用光伏政策的不確定性，導致部分農戶對合作開發持謹慎態度，降低了項目合作的意愿。

戶用光伏一直以來都是投資方為依托，投資和收購主體仍是央企，但隨著行業形勢的變化，央企對戶用光伏態度與決策也直接影響著整個市場的走向。

更有從業多年的投資商透露“新能源包括分布式光伏在全面參與電力市場，電價下行風險加大，原則上不支持系統外的新能源項目并購和高風險區域的分布式光伏項目開工，嚴控以分布式光伏為單一的項目投資。”

此外，今年以來，多地頻頻出現暫停分布式備案的情況，其中，海南省陵水縣發改委下發《關于暫停受理分布式光伏項目備案的公告》，暫停分布式光伏項目備案；山西省汾陽市能源局發布關于暫停自然人屋頂分布式及工商業屋頂分布式光伏發電項目審批的函；湖南省能源局發布關于分布式光伏發電項目電網接入管理有關事項，暫停紅區并網申請；內蒙古自治區通遼市開魯縣發展和改革委員會、國網開魯縣供電公司發布《關于暫緩辦理戶用分布式光伏發電項目備案的公告》等。

在戶用光伏收益波動未見明朗之際，多地爆出暫停分布式光伏備案，這對戶用光伏接下來發展，毋庸置疑是多增加了一項阻礙。

而就在前不久，山東、山西戶用光伏全面暫停新增電費劃轉，這無疑也是對目前正處于調整期的戶用光伏帶來更多變數。

據悉，山東、山西兩個省的電網公司，分別停止了6月14日、24日之后的，新增的、租屋頂戶用光伏項目的電費劃轉，但停止日期前的老項目，還可以正常劃轉。

暫停電費劃轉對戶用有很大的影響，眾所周知，電費劃轉是戶用光伏項目資金回收的重要方式之一，然而，全面暫停新增電費劃轉意味著，未來新接入的戶用光伏項目將無法直接通過電費劃轉獲得收益。

從容量飽和到午間低谷電價，再到項目擱淺，以至于后來的暫停電費劃轉，戶用光伏在短短不到一年的時間里，從行業追捧到問題重重，項目開發的難度隨之加大。

“收益”變數徒增

戶用光伏面對如此多的問題，如果說消納問題是一個誘因的話，那么“收益”就是所有問題的癥結。

面對分布式光伏市場化交易，其隱憂是利益分配的問題，首先，分布式光伏入市交易后，由于市場競爭激烈等原因，電價下降導致企業利潤空間被壓縮；其次則是項目的不確定性提升，如果當地分布式光伏發電出現過剩，售電公司不再收購的話，電站業主需要自行尋找消納空間，收益得不到保障。

所以，對于戶用光伏投資者來說，電價風險要比成本更令人憂慮。目前，戶用光伏主要采用全額上網模式，采用固定的電價。但隨著接入問題的出現，一些地區開始限制這一模式。例如，今年初，內蒙古某地的供電公司宣布取消“戶用光伏全額上網”政策，遼寧、云南等地也傳出類似限制措施。

另外。從電站投資方面看，組件帶動了整個系統成本快速下降，但非技術成本卻水漲船高，近年來，非技術成本一直維持在百分之十幾的水平，組件在價格高的時候占到近50%，在價格低的時候占比已降至30%左右。因此，未來系統成本不僅取決于以產品組件為代表的硬件，更多還受到非技術成本的影響。

隨著收益風險加劇疊加渠道的激烈競爭，一家戶用平臺企業曾在招股說明書顯示，2021年和2022年，戶用光伏電站銷售業務毛利率分別為17.41%與14.07%，而2023年上半年已下滑至9.98%。

此外，一位資深從業者說“例如在山東，在執行上網電價0.39元/度的情況下，市場化之后，預計1度電會減少7分錢，在這種情況下，按照現階段的投資成本來看，收益風險比較大。”

然而，推動分布式光伏進入電力市場已成必然趨勢。有行業專家預測，今年部分省份可能會出臺相關政策文件，投資者需要做好利潤讓步的準備。

目前戶用光伏市場面臨巨大的挑戰，在面對種種困難時，暫時的收益波動在所難免，但隨著政策引導和市場規范，需要尋求新模式改變或解決目前這些難題。

戶用光伏到底還能不能干？

然而，2024年，戶用光伏到底還能不能干？這顯然是個偽命題。

在今年初，國家發展和改革委員會發布關于2023年國民經濟和社會發展計劃執行情況與2024年國民經濟和社會發展計劃草案的報告時，就曾明確指出，“要積極發展戶用分布式光伏，拓寬農民增收渠道”。除了頂層設計外，全國各省市同樣有各類促進當地分布式光伏發展的政策出臺。

其中，江西省能源局下發《關于做好屋頂分布式光伏項目備案和并網服務工作的通知》明確不得無故不備案、暫停備案或擅自增加前置條件，此前2023年12月20日，江西省能源局發布的《關于進一步推進屋頂分布式光伏健康有序發展的通知》，也已明確，不應將預警信息作為限制項目開發的依據，可針對接入消納存在風險的戶用光伏項目，電網在備案服務中要出示風險提示函，并與備案主體進行確認。

河南省電力公司營銷部也正式發布了《關于分布式光伏并網接入工作安排的通知》，要求做好分布式光伏并網服務，推動化解并網接入矛盾，存量未并網分布式，在7月14日前全部并網發電。

此前，四川發改委、四川省能源局聯合發布《關于做好分布式光伏開發建設有關事項的通知》???，明確分布式光伏備案無需取得電力消納意見。

放寬分布式光伏項目備案、并網條件，可見，從國家到地方，利用不同的措施與手段來緩解分布式消納“燃眉之急”。

另外，國家發改委能源研究所研究員時璟麗提出建議，戶用光伏應根據各地不同發展階段調整開發和商業模式，當前多地戶用光伏并網消納形勢嚴峻，在戶用光伏達到一定比例的地區，可以推廣集中匯流模式，實現臺區和線路增容，集中匯流后的光伏系統可配儲、可控、可調和參與市場。

誠然，戶用光伏已進入一個全新的發展階段，收益下降或風險增加成為新的挑戰。然而，新興的模式如農村全場景布局、整村開發和集中匯流高壓側并網等也不斷涌現。正如業內專家所言，投資者既要準備應對收益減少，也要勇于嘗試新的模式，創新思維將決定未來的市場主導權，挑戰與機遇并存！