工商業用電需求高、廠房和倉庫屋頂面積大，兩者疊加，讓工商業成為了光伏綜合開發利用的重要場景之一。在2023年，在陰晴不定的光伏市場中，工商業光伏仍顯示出了強大的發展潛力。

根據國家能源局數據顯示，在2021年，中國工商業光伏的新增裝機量還不到8GW；2022年，是工商業光伏的爆發之年，新增裝機暴漲236.7%，達25.87GW；到了2023年，僅前三季度，工商業光伏新增裝機量就已經達到了驚人的34.16GW。可見，工商業光伏已成為光伏市場發展乏力下的增長新引擎。

但工商業光伏在快速發展之下，仍有幾點隱憂值得從業者注意：

首先，電價的調整，將成為影響工商業光伏發展的重要因素。光伏行業進入平價時代后，工商業分布式光伏投資逐漸進入了以自發自用為主流的投資模式，來應對電力供應緊張、電價浮動比例提高、用電成本上升等多重問題。

但隨著各省份調整用電峰谷時段后，工商業光伏也迎來了挑戰。2022年年末，山東發布2023年容量補償分時峰谷系數及執行時段的公告，首次引入深谷和尖峰系數及執行時段，其中除夏季外的11：00~14:00被劃分為深谷段，而這正是光伏發電的出力高峰。

1月29日，浙江省發改委印發《關于調整工商業峰谷分時電價政策有關事項的通知》，根據通知， 全年11:00~13:00均為谷電價時段，春秋、夏冬兩季的峰、平時段則略有差別。在具體電價浮動比例上，按季節以及用電類別，低谷時段下浮55%~62%，高峰時段則上浮50%~65%。

此外，北京、湖北、遼寧、寧夏、新疆、甘肅、福建、河北、云南、青海等省市也在2023年分別出臺了分時電價的新政策，主要呈現出拉大峰谷價差的趨勢。

在深谷電價的逐漸覆蓋之下，首當其沖的就是用戶側的分布式工商業光伏。

分布式工商業光伏主要為自發自用、余電上網，主要通過兩種模式回收投資成本：一是在原有用戶側電價基礎上進行打折，在執行分時電價政策后，午間低谷時段電價就會變低，若還執行此前的電價折扣，則會變的非常不劃算。

二是和工商業主簽署固定電價。電價調整后，由于工商業分布式光伏簽訂的原高電價能源管理協議可能難以履行約定，將會增加違約的風險。

第二是各地電網承載力受限逐漸成為常態，或將成為工商業光伏發展的阻礙。近日，多省宣布分布式光伏可開放容量告急：山東的全省136個縣（市、區）中，37個縣（市、區）分布式光伏出力消納困難；黑龍江截止2023年11月底，13個市當中81個區縣容量為0，其中佳木斯市、七臺河市整體接網容量為0；

2023年11月11日，廣東宣布多地出現電網飽和的情況，11個縣市無分布式光伏可接網容量，13個縣市可接網容量小于50MW，廣東共有124個縣級區域，目前分布式光伏安裝受限區域占比將近20%。同樣宣布電網承載受限的還有河南、河北、浙江等省份，不一而足。

各地紛紛宣布電網承載力受限，意味著工商業光伏項目裝好后可并網的空間收縮。而分布式并網容量為0，則表示項目裝好后無法接入電網。對于已并網的工商業分布式光伏項目，風險同樣存在，部分地區出臺政策，對于一些消納壓力高的區域，禁止已并網項目電力反送電網。

電網承載力受限，各地紛紛開始要求項目配置儲能，這也是23年儲能飆升的原因之一。但要求分布式工商業光伏項目配置儲能仍然阻力較大。從目前來看，大比例配儲，意味著投資方可能無法獲得預期的發電收益，甚至要承擔一定的虧損，要體現出光儲一體的經濟性，恐怕還有較長的技術升級與降本增效之路要走。

第三是組件價格持續走低，但導致工商業光伏競爭加劇。

目前，組件價格基本已全面低于1元/瓦，進入低價時代，例如在1月20日，華能2024年10GW光伏組件框架協議采購開標中，最低報價就已來到了0.79元/瓦。

對于工商業光伏而言，組件價格的持續走低，無疑降低了項目的投資成本，縮短了項目的資金回收周期，但同時也降低了工商業光伏的門檻，競爭日益加劇。

在組件價格高企時，屋頂面積幾千平、月用電量幾萬度這樣的小型項目，基本無人問津，但組件價格降低后，這樣的項目成了香餑餑。門檻的降低致使開發沒有房產證的項目、開發手續不全的項目等亂象是時有發生。

此外，工商業分布式光伏還存在著運營維護不專業、項目質量參差不齊等問題，亟待解決。