分布式光伏，这项一度在全国掀起开发热潮，被冠以“低风险的固定收益产品”头衔的新能源项目，如今风向正在发生明显转变。
这两周，黄明（化名）密集拜访了全国多地的分布式光伏开发同行，以求解分布式光伏的种种困惑，而现在他决心撤出此前投资的相关业务。这个决定并不突兀，因为在近一年的时间里他经常感觉快扛不住了。“如果三年前有朋友要给我介绍分布式光伏项目，我会举双手欢迎。但是放到现在，如果还有人打着‘最适合普通人投身新能源的项目’的名义吸引投资，那我第一反应肯定是劝退”。
促使他最终下定决心放弃项目开发的是一纸文件。10月上旬，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》（下称“新规意见稿”），从分布式光伏的备案、开发建设、电网接入、运行管理等方面作出细化管理要求。其中引发业界强烈关注的一条是“大型工商业分布式光伏必须选择全部自发自用模式，项目投资主体应通过配置防逆流装置实现发电量全部自发自用”。
这无疑是对踌躇的投资者浇了一盆冷水。一般来说，分布式光伏上网模式包括“全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网”三种。当上电网的难度越来越高，回归到自发自用为主的分布式光伏，没有了电网兜底的稳定收益，高度依赖企业自身的用电需求和守约情况，因此难以再成为金融角度的固收投资。
“分布式光伏市场正在去金融属性，转而回归到基于实用的电力属性。虽然从投资的角度来说少了一类好的标的，但是对于建设新型电力系统整体而言却又是不得不做的。”一位光伏资深从业人士对第一财经评价道。
“蜜月期”后，资方撤出
对于黄明和他的同行而言，影响分布式光伏投资信心的原因在于，享受了装机规模爆发的三年“蜜月”之后，其中的门槛越来越难以迈过。
一个分布式项目开发前期的正常流程，可以分为开发、备案、设计施工和并网验收四个阶段。其中备案和并网是被“卡脖子”的“重灾区”。
今年8月，海南省屯昌县发改委发布关于暂缓分布式光伏项目备案的通知，称要结合当前当地分布式光伏发电项目建设规模与省级下达建设规模指标匹配情况，暂缓屯昌县域内分布式光伏项目的申报和备案工作。同月，海南省琼中黎族苗族自治县也官宣暂缓县域内分布式光伏项目申报，此举是为“统筹县域内分布式光伏有序发展，合理安排分布式光伏布局、建设时序等，进一步摸清我县的分布式光伏项目建设和并网情况”。
“说到底,就是消纳能力不够了。”一位地方能源局人士对第一财经记者称。值得注意的是，限制分布式光伏备案的地区不仅是那些公开宣布暂缓备案的地区，还有更大范围的电网承载力红区，业界通常简称其为“红区”。
在《分布式电源接入电网承载力评估导则》中，电网的承载能力被分为红、黄、绿三个区域。红色区域表示因分布式电源导致向220千伏及以上电网反送电，评估等级为红色，这意味着在承载力得到有效改善前，暂停新增分布式电源项目接入。据第一财经不完全统计，2023年迄今接网难题已经席卷了全国超过10个省份，近400个县先后出现低压承载力红色区域。
“现在河北、河南、山东等中部大省的容量都所剩无几，红区太多。雪上加霜的是，因为种种原因，资方现在对河南的放款也更严了，原来是只要备案接入就能下款，现在必须并网才能放款，这也导致很多以融资为主的投资项目都没法投了，因为垫资量太大。”河南千家邦能源科技有限公司创始人范惠丽对第一财经记者称。
面对多地分布式光伏备案难的“急转弯”，市场敏锐地嗅到了其中的风险。多位行业人士告诉记者，半年前开始，不少资方陆续撤出，“屋顶上的银行”远不复以往火热。
“很多人原来是利用金融的特性来投资分布式光伏，一是加杠杆，二是走流水，让公司迅速上市。但是当金融属性被逐渐去除以后，分布式光伏既面临限电又有分时调整，电网不再进行全额收购而是保障性收购，参与电力市场交易导致光伏发电的电量减少，电价收益变得极不稳定。最近这半年，河南原来想投分布式光伏的资方大部分都撤出了，现在还留在行业里的这些人也是在夹缝里求生存。”范惠丽说。
分布式光伏投资热情式微，既与开发政策收紧有关，也与央国企下场的动力减退有关。
国家能源局公布的数据显示，截至今年7月，全国累计发电装机容量约31亿千瓦，其中，太阳能发电装机容量约7.4亿千瓦，风电装机容量约4.7亿千瓦。风电、太阳能装机合计达到12.1亿千瓦。这意味着，中国提前约六年半实现2030年风电和太阳能总发电装机达到12亿千瓦的目标。
一位光伏资深行业人士告诉记者，目前大多数央国企的分布式光伏开发任务都已提前完成，接下来的工作重心，将更多放在集中式风电场、抽水蓄能等收益稳定的项目投资上。“分布式光伏开发本来就涉及到不同类型的电力用户，沟通成本较高，本来就不太适合央国企来做。现在指标完成了，更没有理由为难自己，现在有的签了的项目都不做了。”
并网受限，路在何方
由于分布式光伏的项目大多被卡在了备案和并网环节，越来越多的从业者开始探索跳出电网、自发自用的新路子。
“我们做的分布式光伏项目主要是自发自用，以工商业用户为主。当初设想的投资回报情况很好，合同签得也顺利。但是实际做下来一个让人‘心梗’的点在于，当企业经营不善或者倒闭了，电费就收不上来，原来的投资模型就完全失效了，而这种情况几乎是前期不可预计的。”在经历了疫情期间多家企业违约之后，黄明因投资“踩雷”元气大伤。
黄明的遭遇并不是一个孤例，而是许多投资人面临的普遍而棘手的困境。“以自发自用为主的工商业分布式光伏，过于依赖企业自身的经营和用电情况，因此对投资方来说收益不稳定，这个问题业界也没有特别周全的解决方式。可以建议的是，资方在电站投资回本之后，抓紧把电站送给业主及时抽身，这可能是一个规避风险的比较现实的办法。”山东省太阳能行业协会秘书长张晓斌对第一财经分析称。
范惠丽也认为，与之前以资方为主导不同的是，今后由工商业电力用户主导的分布式光伏投资模式将会越来越普遍，这类企业通常满足白天用电需求大、用电曲线与光伏匹配度较高、对产品碳足迹或绿电存在客观需求等特点。“不同主体的投资心理会有明显的区别，比如资方驱动下，它希望投资的规模自然是越大越好，但是电力用户为主导的项目中，它会考虑自身的实际用电需求，以需定量，通常会少装一些。这的确会给电网减轻负担。”
值得注意的是，目前仍处在征求意见阶段的管理办法并没有“盖棺定论”，业界亦对大型分布式光伏能否上网的规定持有不同观点。
中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为，大型工商业分布式光伏也应保留向电网卖电的权利。“无论哪家电力用户都不能保证自己能够稳定持续地用电25年（光伏电站使用寿命），而电网是保障项目收益‘保命’的根本。所以我们认为，电网可以制定一个灵活的价格体系，可以接受市场化电价，但是不可以把向电网卖电的门彻底关上。这也符合可再生能源法关于保价保量收购电量的有关规定。”
在分布式光伏能否并网的争论之外，一个“折中”的方法也正在全国多地提上日程，即配置储能。
今年以来，河南、江苏、浙江、山东、河北、湖南等多地出台分布式光伏项目配储具体要求，配储比例在装机容量的5%到30%之间。以河南为例，当地要求根据不同变电站的承载力评估结果，黄色区域需要配储15%×2小时，红色区域需要配储20%×2小时。山东枣庄、德州两地则要求分布式光伏项目储能配置比例不少于15%。
第一财经记者注意到，多地对于配储的表述已经从过去的鼓励到强制全面推进。在分布式光伏井喷式发展与接入电网承载力不足的矛盾下，配储成为“两害相权取其轻”的中间方案。尽管这项政策也面临加重投资负担且储能使用率低的争议，但共识在于，度过迅速成长期的分布式光伏是时候承担起更多系统运行的成本了。
