2026年全国能源工作会议提出，2026的目标是新增风电和太阳能发电装机2亿千瓦以上。这目标很有挑战性，也给新能源行业的发展定了明确的方向。
不过，咱们不能只盯着装机规模的数字看。现在有个关键问题：这么多新装上的光伏设备，到底能稳定发出多少绿电？这些绿电能不能给企业主创造收益？
对搞分布式光伏的人来说，发电量才是最重要的。发电量直接关系到项目能不能赚钱、能不能持续发展，是判断项目成败的核心标准。
一、政策下的思考：装机量≠发电量
分布式光伏的爆发式增长离不开政策的支持，但同时也催生了“唯规模论”的怪象。
以广东江门市来说，当地定下目标，到2025年，工业园区、新建学校和新建公共机构的屋顶，要把光伏覆盖率做到50%；到2030年，全市新增加的分布式光伏装机容量要超过400万千瓦。再看东莞市，计划到2025年底，全市光伏总装机达到300万千瓦，“十五五”期间还要再增加300万千瓦左右，到2030年底，总装机容量要超过600万千瓦。
从这些规划能明显看出来，各地推广分布式光伏的速度越来越快，能用的场景也在不断扩大。
不过这些数字背后，也反映出一个问题：现在各地为了完成能源转型的指标，都在拼命扩大装机规模。
但大家可能忽略了一个关键事实：光伏装机量多，不代表发的电就多。光伏电站实际能发多少电，会受到很多因素影响。组件质量好不好、设计安装合不合理、后期运营维护到不到位，甚至当地的天气环境，任何一个环节出问题，都会让发电量打折扣。
我们应该明白一个事情，136号文后，新能源全面入市，装机为王的时代已经过去，项目收益和你的自用比例，机制电量和电力交易收益直接相关，现在的分布式光伏面对的是消纳承载力不足、就地就近平衡受限、运营管理落后等矛盾。
试想想，一个分布式光伏项目，没有发电量，项目如何挣钱；再退一步，就算有发电量，消纳不出去，也是白搭。
二、发电量——分布式光伏的价值核心
在光伏行业中，真正决定项目经济价值的，不是装了多少千瓦的组件，而是这些组件发出了多少度电。投资回报率、项目长期价值、资产质量，每一个关键指标都直接与发电量挂钩。
目前我国已进入平价上网时代，组件成本已降至0.7元/瓦，项目收益完全依赖发电量：每降低10%的发电效率，IRR将下降2-3个百分点。
而发电稳定的电站，资产估值可提升15%以上。
国家能源局今年在修订《分布式光伏发电开发建设管理办法》时就特别强调“促进分布式光伏量的增长和质的提升并重”，并且国家能源局在举行新闻发布会，解读《分布式光伏发电开发建设管理办法》时也特意提出，要坚持系统观念，突出分布式光伏就近就地开发利用本质要求……回归分布式光伏发电的初心和本源。
三、痛点剖析：分布式光伏"发电短板"的四大症结
知道了目前的行业痛点，我们才好对症下药。
1.前期决策考虑不周全：
在开发分布式光伏项目时，有些项目在前期没有做好充分的调查研究。比如，没有准确评估当地的光照条件，也没把电网接入的具体要求和电力消纳能力考虑清楚。
不少开发者只想着扩大装机容量，却忽略了项目到底能不能赚钱、实际操作起来可不可行。结果就是，这些项目建成后发电效果不好，投资的钱要很久才能收回来，有的甚至还亏本。
2.技术设备搭配不合理：
为了节省成本，一些项目在挑选光伏组件、逆变器这些关键设备的时候，没有结合当地的气候和光照条件，选了质量差或者不适合的设备，导致整个发电系统效率变低。
3.运营维护不到位：
分布式光伏项目分布得很分散，很多项目没有一套统一、规范的管理办法。专业的运维人员数量不够，维护设备用的技术也比较落后，设备出故障了或者性能下降了，都不能及时发现和解决。
设备一直"带病工作"，不仅发电效率降低，使用寿命也会缩短，最后直接影响到项目的总发电量和收益。
4.与电力市场对接不顺畅：
现在，分布式光伏项目和电力市场之间的对接机制还不够完善，电力交易的规则又多又复杂，项目业主想参与市场交易很困难。而且，也没有有效的措施来保障分布式光伏发的电都能被用掉，在把电卖给电网、结算电费这些环节，都存在不少问题。
这就导致有些项目发出来的电没办法顺利进入市场，造成了电力资源的浪费，也打击了开发者做分布式光伏项目的积极性，让项目的价值大打折扣。
四、从"装机思维"到"发电量思维"的行动指南
对于光伏投资者和运营商而言，向发电量思维转变需要系统性变革。
投资开发阶段
项目评估要以发电量为核心：评估项目时，不能只关注当地一年的日照总时长。还要分析项目用电负荷曲线是否匹配，考虑电力消纳能力、电价结构，评估限电对发电量的影响，以及后期运维的便捷性。
模拟全生命周期成本和收益：建立成本收益模型，把光伏组件性能随时间下降、运维费用、保险开支、融资成本、税费，以及电力交易收益等因素都考虑进去，生成项目的发电量预测情景。
合规管理与风险防控：项目备案主体必须符合规定，要充分尊重产权所有者的意愿；禁止强制搭配其他产业，也不能违规收取保证金，避免法律纠纷和声誉受损。
设计建设阶段
组件和系统优化：遇到遮挡多、形状不规则的屋顶，要评估采用组件级优化方案；合理设置光伏系统的容配比，优化最大功率点跟踪（MPPT）控制策略；同时要重视直流侧的安全，提高整个系统的发电效率。
并网与调控要求：新建项目要按照"可观、可测、可调、可控"的标准，配置计量、通信和调度接口设备；确保项目规划与电网的承载能力、可接入容量动态匹配。
储能与自发自用规划：根据自发自用的比例目标，结合峰谷电价差异，评估"光伏+储能"模式的经济可行性，优先在用电量大、电价高的企业或场所实施。
运营管理阶段
建立关键绩效指标体系：以系统效率（PR）、等效利用小时数、弃光率、设备故障率、平均修复时间（MTTR）、每度电的运维成本等指标为核心，定期（月度、季度、年度）进行运营情况复盘。
智能化运维管理：运用无人机巡检、组件清洗机器人、在线电流电压（IV）诊断、发电量功率预测等技术手段，建立预防性维护机制，提前发现和解决问题。
探索多元交易增收模式：在政策允许的范围内，开展绿电、绿证交易，参与虚拟电厂聚合运营，推进源网荷储一体化等，提升发电量的市场价值。
技术创新应用
推广新技术和应用模式：采用高效光伏组件、智能逆变器和组件级优化技术；推进光储充一体化和微电网应用；搭建数字化运维平台，完善资产绩效管理体系。
结语
政策目标终将落实为一个个具体项目的实际表现。那些率先完成从"装机思维"到"发电量思维"转变的企业，将在光伏行业的深度调整中占据先机。
电站的长期价值不仅取决于它装了多少光伏板，更取决于这些光伏板未来二十年能稳定地发出多少清洁电力。当行业目光从装机量的"快"转向发电量的"稳"与"好"，分布式光伏才能真正实现高质量、可持续发展。
想问问大家，你的电站实际发电量与设计值差距多大？
