2025年，是中国新能源行业政策变动最大的一年，没有之一。从136号文出台到各省机制电价陆续出炉，再到固定分时电价取消的政策导向，受此影响，分布式光伏与储能的投资逻辑“一变再变”，不少从业者直言，“政策变化眼花缭乱，很多政策如果没有专业背景的支撑，根本读不懂”。

跟随政策的调整，分布式光伏与储能的投资逻辑支撑也在不断调整，“当前如果你能精准测算出电站收益率，那你一定算错了”，碧澄能源CEO田大勇在第九届分布式能源嘉年华上提出的观点一语中的。

站在政策调整期的分布式光伏与储能，商业模式动荡、市场空间待成熟，身处其中的企业与资本难以安稳。然而，随着电力市场政策进一步调整，这或许将成为分布式能源市场的常态。

机制电价政策下的分布式光伏

在分布式能源领域，136号文的出台与分布式管理办法的调整，对分布式光伏的投资带来了颠覆性的影响，以全额上网为“重灾区”——户用市场基本暂停、工商业光伏项目规模大幅缩减，且项目单体容量呈现出越来越小的趋势。

与此同时，存量分布式光伏项目的收益模型也面临严峻挑战，各省政策执行差异与峰谷电价调整的双重冲击，让不少项目的投资回报陷入不确定性。

一方面，各省136号文对于衔接既有政策的规定，在执行层面差异较大。以内蒙古为例，作为 2025 年全国唯一明确没有机制电量的省份，大量在 “531” 政策前并网的户用光伏电站受到直接影响。不少户用光伏业主反映，其在531前并网的户用光伏电站被迫全部入市，不少月份结算电价仅0.1元/度出头，“20年都不一定能回的了本”。

除了政策衔接差异，峰谷电价的调整对存量分布式光伏项目收益的影响更为直接。开弦新能源总经理李月介绍，此前许多分布式光伏项目按照折扣电价(如7-8折)与用电企业或电网签约，而在峰谷电价调整后，折后电价普遍降低0.15-0.3元/度，直接导致项目全投资收益率下降2%-6%。部分项目不仅失去了原有的盈利空间，还面临着还本付息的压力。

多重bug叠加下的分布式光伏投资愈发艰难，但在各省机制电价出台之后，不少企业正重新酝酿2026年的新计划——在机制电价较高、消纳条件较好的区域，全额上网的分布式光伏项目，包括户用与工商业光伏，正酝酿重新启动。

但前景并不乐观，当前分布式光伏的 “上网” 面临多重阻碍：电力消纳红区范围不断扩大，部分地区的限电比例与范围持续提升;在电力市场竞争加剧的背景下，光伏上网电价呈现出持续下降的趋势，尤其是午间光伏出力高峰时段，电价更是低至谷底。

面对这一困境，行业开始积极探索创新商业模式，绿电直连、源网荷储、零碳园区、虚拟电厂等概念不断涌现，并逐步从理论走向实践。

工商业储能同样“难熬”

与分布式光伏同样煎熬的还有工商业储能，但不同的是，一方面，136号文将新能源全部推入市场，从理论上会进一步拉大市场价差，为工商业储能提供更为明确的价格信号，进而推动推动商业模式闭环。

但回归到现实，各省峰谷价差的频繁调整，“工商业储能收益几乎一个季度一变，三年前投资的项目可能已经收回投资了，但新项目的投资就没那么容易了，今年开始不少企业退出了工商业储能市场”，一位行业人士透露道。

比峰谷价差调整更进一步的政策是，取消固定分时正成为电力市场推进的下一个目标。近日，从辽宁、陕西取消分时电价，到四川征求意见稿的不了了之，再到国家发展改革委、国家能源局发布《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》中提到“原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价”，这对于以峰谷价差作为单一盈利模式的工商业储能又是一记重击。

政策端的风险，让工商业储能在理论收益与实际收益上出现了严重的预期差距，光伏們调研了解到，在现有的政策导向下，行业认为工商业储能仍有投资价值的比例不超过30%，更多的资金仍然偏向于独立储能的投资。当然，这一结论并不能一概而论，必须要因“场景”而定。

行业正逐步意识到，以单一的峰谷价差模式盈利的工商业储能，不足以撑起这一市场的投资逻辑，寻找多元化的收益模式、从投资为重转向运营盈利的思维，将成为工商业储能市场的共识。

然而，尽管储能的市场价值可以在虚拟电厂、深度调峰、备用辅助服务、容量市场等领域进行探索，但鉴于这些模式由于政策等原因尚无法支撑起投资回报，目前对于储能而言，能量时移仍然是其发挥市场价值的重要一环。

光储一体化模式开始清晰

通过上述分析发现，当下单一的分布式光伏或者工商业储能均面临政策端的风险。单一光伏电站投资既要面临上网电价的不确定性，同时也受制于限电风险难以投决;而单一的工商业储能受限于分时电价政策的调整，时刻面临巨大的收益波动。

在这一形势下，分布式光伏+储能的商业模式开始从理论走向落地。光伏們此前探访的山东省规模最大的工商业储能项目——华勤绿能30MW/60MWh储能电站的投资决策逻辑，或许可以为分布式光伏+储能提供典型应用场景下的路径与答案。

2018年，华勤集团园区投运了120MW的屋顶光伏电站项目，2021年将这座全额上网的光伏电站转为了自发自用、余电上网模式。据了解，该园区年用电量约5亿度，园区主要采用火力发电、光伏发电、电网购电三种方式供电。在春秋季节，园区的自备电厂+光伏基本刚好能够满足园区的用电需求，冬夏季节存在用电缺口。

但由于光伏的发电时段过于集中，不能完全为园区所用，有将近20%的电量需要上网;园区在用电高峰期从大电网购电的度电价格差不多0.9-1元/度，目前光伏电站度电成本差不多在0.2元/度左右。

随着储能电站的投运，使得园区光伏电站的自用率从原来的80%提升至92%，全年最高可提高光伏消纳2160万度电。同时通过科学利用峰谷电价差，每年减少企业电费支出约1000万元。这意味着，光伏+储能协同调度的闭环既满足了园区使用绿电的需求，同时也实现降低了企业用电成本的目标，一举两得。

这一模式既可以尽可能的规避光伏电站的限电、低上网电价等风险，同时也让工商业储能电站跳出对于峰谷电价差依赖，同时基于“光伏发电+储能调度”的协同收益，包括自发自用减少购电成本、余电上网补充收益、储能参与调峰获取额外收益等，可以给项目投资带来多样化的收益模式，进而稳定投资回报率。

尽管上述光储一体化项目有一定的个性特征，但其更广泛的意义在于，为行业推动光伏、储能一体化项目的投资与运营提供了更为商业化的参考价值。

光伏們了解到，今年以来，已经有不少业主在考虑光伏+储能的投资模式。譬如，在现货价格低的区域，上网的光伏电站考虑配套一定比例的储能，以尽可能提高全天电价水平，规避白天一直处于负电价的风险;而像华勤绿能这样业主自投的项目，光储一体化既可以满足降低电费成本的需求，同时也可以进一步提高绿电的使用比例。

但显而易见的是，接下来光伏与储能的投资与运营都在趋向于复杂化，收益模型多样化意味着每一重价值都对应不同的市场机制与运营能力，如何实现收益最大化，需要更为精细的投资测算与专业的资产运营，而门槛的升高，也将进一步筛选参与其中的从业者。