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2023年分布式光伏已经与集中式电站保持双足鼎力的态势，在这一年里分布式光伏“大放异彩”，其中户用光伏更是迅速占据市场，从国家能源局公布数据来看，2023年光伏新增装机216GW，其中集中式光伏新增装机120GW，分布式光伏新增装机96GW，而户用光伏新增装机48.48GW，创历史新高。
而2024年，分布式光伏却和以往有些不一样...
在2024年一季度，户用光伏新增装机迎来“拐点”，国家能源局数据显示，今年一季度户用光伏新增装机6.92GW，同比降低23%，这也是一季度数据首次出现下降。
分布式光伏在经历了“狂欢”过后，在2024年“尴尬”随之而来。
从各省户用分布式新增装机数据来看，多个省份出现下滑，尤其是作为去年一季度户用光伏装机第一的河南，今年一季度下降幅度达87.15%，江苏可谓是异军突起，新增装机达2.03GW，同比上升160.3%，赶超去年一季度第一的河南；山东作为光伏装机大省，在户用新增装机方面，今年表现依旧稳健，虽然新增装机量有所回落，但仍在排名第二，装机量达0.73GW，与去年同期相比下降40.22%；安徽作为今年一季度新增装机量排名第三省份，新增装机量0.68GW，与去年同期相比下降33.36%；另外，辽宁在今年一季度户用市场表现突出，从去年一季度仅0.16GW的新增装机量，一跃达到0.48GW，同比去年上升194.47%。
从下面的一季度户用分布式新增装机对比图可以看出，排名前15的省份中，除了江苏省、辽宁、陕西、广东、浙江、内蒙古以外，其他省份户用新增装机量均有不同程度减少。从整体到各省份户用装机量的下滑，则是市场逐渐暴露的问题所导致。
户用光伏“难题”层出不穷
在2023年末，光伏行业就已经陷入了“成长烦恼”，国家能源局在开展分布式光伏接入电网承载力评估中，其中6个试点省份均出现不同程度消纳问题，从此，接连不断有省份爆出容量饱和分布式光伏无法接入；正当行业还“深陷”消纳问题无所适从时，在2024年初，关于分布式参与市场化交易的声浪愈发明显，面对新形势下的挑战，户用光伏“难题”也在不断增多。
在面对户用光伏参与电力市场，电价下行风险加剧，央企开始陆续终止户用光伏项目，在今年4月，国家电投分别终止通辽市通电新能源公司在国家电投花吐古拉镇的综合智慧能源项目，以及山东那仁太新能源有限公司的山东100MW户用光伏项目。
其中原因无外乎是，户用光伏安装成本上涨，新项目经济效益减弱，土地与屋顶租金增长挤压了项目利润空间，不符合公司收益预期。地方户用光伏政策的不确定性，导致部分农户对合作开发持谨慎态度，降低了项目合作的意愿。
户用光伏一直以来都是投资方为依托，投资和收购主体仍是央企，但随着行业形势的变化，央企对户用光伏态度与决策也直接影响着整个市场的走向。
更有从业多年的投资商透露“新能源包括分布式光伏在全面参与电力市场，电价下行风险加大，原则上不支持系统外的新能源项目并购和高风险区域的分布式光伏项目开工，严控以分布式光伏为单一的项目投资。”
此外，今年以来，多地频频出现暂停分布式备案的情况，其中，海南省陵水县发改委下发《关于暂停受理分布式光伏项目备案的公告》，暂停分布式光伏项目备案；山西省汾阳市能源局发布关于暂停自然人屋顶分布式及工商业屋顶分布式光伏发电项目审批的函；湖南省能源局发布关于分布式光伏发电项目电网接入管理有关事项，暂停红区并网申请；内蒙古自治区通辽市开鲁县发展和改革委员会、国网开鲁县供电公司发布《关于暂缓办理户用分布式光伏发电项目备案的公告》等。
在户用光伏收益波动未见明朗之际，多地爆出暂停分布式光伏备案，这对户用光伏接下来发展，毋庸置疑是多增加了一项阻碍。
而就在前不久，山东、山西户用光伏全面暂停新增电费划转，这无疑也是对目前正处于调整期的户用光伏带来更多变数。
据悉，山东、山西两个省的电网公司，分别停止了6月14日、24日之后的，新增的、租屋顶户用光伏项目的电费划转，但停止日期前的老项目，还可以正常划转。
暂停电费划转对户用有很大的影响，众所周知，电费划转是户用光伏项目资金回收的重要方式之一，然而，全面暂停新增电费划转意味着，未来新接入的户用光伏项目将无法直接通过电费划转获得收益。
从容量饱和到午间低谷电价，再到项目搁浅，以至于后来的暂停电费划转，户用光伏在短短不到一年的时间里，从行业追捧到问题重重，项目开发的难度随之加大。
“收益”变数徒增
户用光伏面对如此多的问题，如果说消纳问题是一个诱因的话，那么“收益”就是所有问题的症结。
面对分布式光伏市场化交易，其隐忧是利益分配的问题，首先，分布式光伏入市交易后，由于市场竞争激烈等原因，电价下降导致企业利润空间被压缩；其次则是项目的不确定性提升，如果当地分布式光伏发电出现过剩，售电公司不再收购的话，电站业主需要自行寻找消纳空间，收益得不到保障。
所以，对于户用光伏投资者来说，电价风险要比成本更令人忧虑。目前，户用光伏主要采用全额上网模式，采用固定的电价。但随着接入问题的出现，一些地区开始限制这一模式。例如，今年初，内蒙古某地的供电公司宣布取消“户用光伏全额上网”政策，辽宁、云南等地也传出类似限制措施。
另外。从电站投资方面看，组件带动了整个系统成本快速下降，但非技术成本却水涨船高，近年来，非技术成本一直维持在百分之十几的水平，组件在价格高的时候占到近50%，在价格低的时候占比已降至30%左右。因此，未来系统成本不仅取决于以产品组件为代表的硬件，更多还受到非技术成本的影响。
随着收益风险加剧叠加渠道的激烈竞争，一家户用平台企业曾在招股说明书显示，2021年和2022年，户用光伏电站销售业务毛利率分别为17.41%与14.07%，而2023年上半年已下滑至9.98%。
此外，一位资深从业者说“例如在山东，在执行上网电价0.39元/度的情况下，市场化之后，预计1度电会减少7分钱，在这种情况下，按照现阶段的投资成本来看，收益风险比较大。”
然而，推动分布式光伏进入电力市场已成必然趋势。有行业专家预测，今年部分省份可能会出台相关政策文件，投资者需要做好利润让步的准备。
目前户用光伏市场面临巨大的挑战，在面对种种困难时，暂时的收益波动在所难免，但随着政策引导和市场规范，需要寻求新模式改变或解决目前这些难题。
户用光伏到底还能不能干？
然而，2024年，户用光伏到底还能不能干？这显然是个伪命题。
在今年初，国家发展和改革委员会发布关于2023年国民经济和社会发展计划执行情况与2024年国民经济和社会发展计划草案的报告时，就曾明确指出，“要积极发展户用分布式光伏，拓宽农民增收渠道”。除了顶层设计外，全国各省市同样有各类促进当地分布式光伏发展的政策出台。
其中，江西省能源局下发《关于做好屋顶分布式光伏项目备案和并网服务工作的通知》明确不得无故不备案、暂停备案或擅自增加前置条件，此前2023年12月20日，江西省能源局发布的《关于进一步推进屋顶分布式光伏健康有序发展的通知》，也已明确，不应将预警信息作为限制项目开发的依据，可针对接入消纳存在风险的户用光伏项目，电网在备案服务中要出示风险提示函，并与备案主体进行确认。
河南省电力公司营销部也正式发布了《关于分布式光伏并网接入工作安排的通知》，要求做好分布式光伏并网服务，推动化解并网接入矛盾，存量未并网分布式，在7月14日前全部并网发电。
此前，四川发改委、四川省能源局联合发布《关于做好分布式光伏开发建设有关事项的通知》，明确分布式光伏备案无需取得电力消纳意见。
放宽分布式光伏项目备案、并网条件，可见，从国家到地方，利用不同的措施与手段来缓解分布式消纳“燃眉之急”。
另外，国家发改委能源研究所研究员时璟丽提出建议，户用光伏应根据各地不同发展阶段调整开发和商业模式，当前多地户用光伏并网消纳形势严峻，在户用光伏达到一定比例的地区，可以推广集中汇流模式，实现台区和线路增容，集中汇流后的光伏系统可配储、可控、可调和参与市场。
诚然，户用光伏已进入一个全新的发展阶段，收益下降或风险增加成为新的挑战。然而，新兴的模式如农村全场景布局、整村开发和集中汇流高压侧并网等也不断涌现。正如业内专家所言，投资者既要准备应对收益减少，也要勇于尝试新的模式，创新思维将决定未来的市场主导权，挑战与机遇并存！
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