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　　近日，华夏能源网注意到山东省和江苏省这样的经济、用电“双料”大省，在分布式光伏项目折合上网电费竟然在某一月份每度电单价只有1分钱。

　　在一片电价波动的讨论声中，分布式光伏资产属性的底层逻辑，其实更值得被关注。

　　如果把时间回溯到三年前，那时候装一套分布式光伏，就像买了一张固定利率的国债。发电量乘以燃煤基准价，收益清清楚楚，每个月准时到账。银行愿意放贷，老百姓愿意投钱，光伏板就是一台“聚宝盆”。

　　山东、江苏这样的用电大省，燃煤基准价分别在0.3949元/度和0.391元/度左右。业主们心中的账本是，只要太阳出来，钱就进来了。

　　问题出在2025年的“136号文”以及2026年各省落地的“全量入市”新政。从2026年1月1日起，山东、江苏等多个省份正式要求分布式光伏上网电量全部进入电力市场。

　　说得更直白些，以前是国家电网按固定价格兜底收购，现在是你的电要拿到市场上跟火电、风电、核电一起竞价。价格不固定，由市场供需决定。

　　而光伏只在中午“出力”的特点成为了其软肋。中午恰恰是用电低谷，供给过剩，价格自然跌到地板。于是，就有了这0.013元/度的“惊魂价”。

　　光伏的变化，不仅体现在电价本身，一个更隐蔽的变化是银行对光伏资产的估值逻辑，正在发生根本性扭转。

　　以前，银行放贷看什么？看装机规模。你有100千瓦的板子，每年能发12万度电，乘以0.39元的固定电价，年收入稳定在4.68万元。这个现金流可以算得清清楚楚，银行放心放贷，业主放心还款。

　　现在则不然。价格起伏之下，年收入以前是可预测的，而现在则是“发电量×不确定的现货价格”。甚至还要减去偏差考核、辅助服务费用。换言之，如果电在错误的时间发出来，不仅卖不上价，还得倒贴钱。

　　山东清退63个分布式光伏项目，总规模583.9万千瓦，就是这个逻辑下的举措。项目本身没有问题，但以项目为主体的“资产包”在金融机构眼里已经不值钱了。

　　工商业分布式光伏项目上，核心优势是“自发自用”。光伏发的电，工厂自己用掉了，剩下的才上网。而自发自用这部分，对冲的是工商业电价，例如江苏工商业电价在0.6元-0.8元/度左右，远比上网电价高。即便余电上网只卖1分钱，对这类项目来说也只是“毛毛雨”。它们是市场化时代的“核心资产”。

　　大型集中式光伏项目上，虽然也全量入市，但体量大、有专业交易团队，可以通过电力中长期合约锁定部分利润，也可以配置储能，把午间的低价电存起来，等到晚高峰高价卖出。它们有资本、有技术，能在市场中博弈。

　　户用光伏则是最脆弱的一环。以山东为例，截至2025年底，光伏装机9300万千瓦，其中分布式超过6000万千瓦，户用光伏占了相当比例。

　　相对于前两者，户用光伏的存在一定的困境。其自发自用比例极低（居民电价只有0.5元/度左右，没必要储能）；体量太小，进不了中长期市场；没有能力配置储能；只能被动接受午间“地板价”。

　　而且，这类项目往往涉及普通农民，很多还是通过融资租赁安装的。电费收入骤降，意味着还款链条断裂。一旦形成大面积违约，那就是真真切切的“民生风险”。

　　有人提出“聚合入市”，即散户联合起来，以“聚合体”形式参与报价，争取更好电价。

　　理想很丰满，现实很骨感。聚合本身需要成本，需要专业的交易团队，需要技术平台。利润微薄的户用光伏，很难筹集这笔启动资金。

　　对于投资者来说，不能再有“抢装”思维。未来光伏电站的价值，不取决于装了多少瓦，更重要的是是否有能力在现货市场中通过储能技术等措施实现“低买高卖”，是否有能力通过虚拟电厂等手段匹配用户侧负荷，以及是否有能力通过合理使用金融衍生品对冲价格波动风险。

　　对于政策制定者来说，必须正视“户用光伏”的脆弱性。如果不在机制电价或绿电交易中给这类“民生资产”特殊通道，可能会引发大面积社会性金融风险。

　　对于普通业主来说，形式会趋于严峻。业主以前面对的是稳定的电网公司，现在则将是波动的市场。没有一定的专业能力和资本储备，未来很可能将处于劣势。返回搜狐，查看更多