文/能源新媒
2025年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（即136号文），新能源上网电量全面进入电力市场。从这一天起，分布式光伏告别了沿袭多年的固定电价时代，也告别了“装了就赚”的简单逻辑。
政策落地一年有余，行业正在经历一场没有参照系的调整。装机增速放缓、投资逻辑生变、商业模式重构，几乎每一个环节都在被重新定义。答案，藏在电力市场里。
市场化大考之下，分布式光伏究竟经历了什么？企业与地方政府如何应对？下一个五年，行业又将在哪里找到新的增长支点？
01
政策落地，市场之变
136号文之前，分布式光伏的上网电价是“保量保价”的。以工商业分布式为例，全额上网曾是主流模式之一，规模一度占到工商业项目的近一半。户用光伏里，全额上网的模式更是数不胜数。
136号文与新版分布式光伏管理办法落地后，全额上网被取消，工商业项目转为“自发自用、余电上网”，余电上网比例由各省自行确定——消纳条件好的江苏、广东可以做到100%余电上网，而光伏占比较高的山东只允许50%；同时，所有新能源上网电量进入电力市场，现货交易成为常态。
变化很快传导到装机端。
据国家能源局数据，2026年上半年全国光伏新增并网7176.8万千瓦，同比下降66%；其中分布式光伏新增4222.1万千瓦，同比降幅达62.6%，工商业分布式更是骤降76.6%。
“工商业投资其实是断崖式下降。”有企业人士直言。
在过去的投资逻辑里，EMC（合同能源管理）模式占比很高，其核心前提是上网电价固定可预期；入市之后，这部分收益变成随行就市，投资逻辑随之改写。“之前工商业项目中EMC方案占比很高，投资逻辑里有一个非常重要的点，就是上网部分的电价是固定的。但136号文以后，全部进入市场，投资方向也从原来EMC为主，逐步转向业主自投为主。”
市场端的压力，最直观地体现在电价上。
山东现货市场负电价已成常态，2025年全年负电价时长超过1500小时；午间低谷电价从2023年起在全国蔓延，已波及至少15个省份。
有研究机构统计了除云南、海南外约30个省份40轮机制电价竞价结果：分布式光伏项目数量多达25万个，占全部出清项目的99%，但出清电量仅占全部出清电量的7%。规模占比只有9%——“原因在于，由于分布式光伏项目的利益相关方多，备案后的落地率低。然而，项目一旦入围却无法并网，业主将面临严格的处罚。因此许多省份要求分布式先并网再竞价，但这也无形中将大量项目挡在门外。”王淑娟表示。
从出清价格看，最低出现在新疆，每千瓦时0.15元；最高为上海0.4155元。机制电价作为过渡性安排，并没有让分布式光伏获得太多安全感——多个省份已明确新建工商业分布式项目不再纳入机制电价范围，山东自2027年起，非自然户用项目也将退出机制电价保障。“工商业分布式强调发电量以自用为主，因此一定是最早退出机制电量的。”王淑娟表示。
“山东的今天是很多省的明天。”山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌说。分布式光伏被推入市场，退路正在一条条关闭。
绿色和平气候与能源项目主任顾鑫涔告诉《能源》杂志记者：“从长期看，这是新能源走向市场化过程中必须经历的转型，行业也逐步转向更加重视项目质量、负荷条件和市场竞争力。”
02
不同土壤，不同命运
各地给出的答案不尽相同。
调整最剧烈的是山东——这个全国分布式光伏装机第一大省，上半年分布式新增装机同比下降84%，全国排名从第五跌至第十四。
过去三年，山东企业光伏出力期间换算市电的价格连续下降：2024年折算市电价格约0.58元/千瓦时，今年前6个月平均电价已降至0.38元。张晓斌介绍，山东已有超过50%的市场终端遇到类似的EMC履约风险——存量项目当初按平均电价测算收益，但光伏出力曲线集中在午间，午间电价恰恰跌得最狠。电价下降直接压低了光伏项目的投资回报，也动摇了存量合同的根基。
与此同时，消纳空间趋紧。山东剩余可开发容量一度只有260万千瓦，多地进入“红区”，新增户用项目备案难、并网难，部分项目并网延期超过100天。有企业反映，山东户用光伏市场基本上已经退出，公司人员规模已从高峰期的百余人缩减至六七十人。
当地企业尝试通过存量配储、光储一体化等方式自救，但“上面说你可以去配，下面怎么配，地方上的电网跟地方政府一概不知道，只要不知道，没有行文一律不同意。”
细则缺位成为新的堵点。正泰安能等头部企业已将户用业务重心转向其他省份，或者同时探索售电、充电桩、户用储能等新业务。
江苏感受到的冲击则更加具体。
制造业发达、用电负荷密集，光伏出力与负荷曲线的匹配度好，但午间谷电政策的冲击也因此更为直接：2025年5月，江苏9点至15点平均电价约0.75元/千瓦时，今年同期已降至0.45元，降幅约四成。上半年江苏分布式新增装机448.9万千瓦、居全国第三，但一季度同比已下降30%。
“虽然江苏的分布式光伏开工积极性仍相对较高，但今年和去年相比下降明显。”江苏省可再生能源行业协会新能源专委会副主任孙文健提到，江苏省相关规划提出，到2030年全省电网预计具备2亿千瓦左右新能源装机消纳能力，其中分布式光伏承载能力达1.2亿千瓦左右，分布式占全省新能源总装机的比例预计将从目前的55%左右提升至60%左右。
在核电增量有限、近海风电基本开发完毕、陆上风电有序放开的背景下，分布式光伏被视为江苏“十五五”新能源增量的主力。绿电直连政策正在酝酿，多对多分布式聚合绿电直连已出现政策苗头；作为区外来电占比超过20%的省份，江苏还向国家争取了500万千瓦清洁能源装机，为的就是让新增用电需求由清洁能源覆盖。
广东则是另一种处境。作为“缺电”省份，这里整体电力供应偏紧，市场交易电价相对较高。据广东省太阳能协会数据，上半年广东分布式新增装机同比下降63.5%，但工商业分布式新增规模仍居全国第一。广东省太阳能协会副秘书长朱薇桦表示，广东分布式光伏的消纳空间依然可观，负荷曲线从早5点起持续攀升至晚8点，与光伏出力的匹配度并不差。
对于广东而言，更大的想象空间在于聚合：把分散的、没有议价能力的分布式光伏聚合起来参与市场交易，提升收益；同时推进多对多绿电直连，弥补广东集中式光伏不足的短板。“我们不做集中式光伏，如果单纯靠海风绿电直连，量是有限的。现在国家和广东的绿电直连政策都已经出台，分布式光伏也可以通过集中汇流方式参与。未来如果能够把周边分散的分布式光伏资源更好地组织起来，与多个用电主体形成匹配，对分布式光伏未来发展会有比较大的促进。”朱薇桦说。
清能互联战略咨询经理肖禹总结了三省差异背后的规律：“山东要做的是存量配储与负荷曲线管理，江苏要提升绿电议价能力，广东则要解决聚合与直连。负荷曲线决定投资策略，每个省的玩法都不一样。”
他同时指出，无论是配储倍率的确定，还是绿电直连项目的容量配置，同时均应以长周期电价预测和户全年负荷曲线、光伏出力曲线为基础。项目投资回报测算应充分考虑未来电价走势及政策机制变化，避免用典型日曲线替代全年曲线，以及完全沿用历史电价和现行政策进行静态评估。
03
从靠屋顶到靠运营
市场环境变了，企业的应对也在分化。一个明显的变化是投资模式：EMC退潮，业主自投成为主流。光伏项目从屋顶资产转向运营资产，收益重心从发多少电转向自用多少、卖电卖多少钱。
顾鑫涔指出，未来项目的商业逻辑需要建立在真实负荷需求之上，企业什么时候用电、自发自用比例有多高，已经成为项目投资的关注重点。
“分布式光伏运营阶段的收益只能来自两个方向。”有综合能源服务企业负责人介绍，“一是自发自用，帮用能单位降低电费；二是把分布式光伏聚合起来，经营好余电上网的部分。”
对于消纳率低、存在余电上网的项目，不把上网电量经营起来，未来收益会大打折扣。他们通过发电类虚拟电厂将分布式光伏聚合起来参与交易，投入功率预测、电价预测和负荷预测系统，虚拟电厂必须形成一定规模，技术要求很高，但方向是确定的。
虚拟电厂的价值在于：让分散的、本不具备中长期市场议价能力的光伏资源可以参与中长期市场和绿电市场，摆脱纯接受现货价格的被动地位，同时通过功率预测决定“什么时候该弃电、什么时候该发”，提升整体收益。
虚拟电厂之外，绿电直连、零碳园区、光储充一体化等模式也在加速探索。有投资机构提醒，绿电直连是重资产投资，一对一直连要看用户的长期消纳能力，“收益在未来的10年到15年里，算投资回报时不能用当前电价和当前政策来算；一对多直连则要警惕小用户负荷的稳定性——碰见行业风口下行可能就死掉了。”
中国能源研究会配售电专委会副秘书长吴俊宏则判断，绿电直连、微电网、零碳园区解决的是需求问题，随着“双碳”考核约束趋严，这意味着年新增用电量由清洁能源覆盖、煤和石油消费总量纳入考核——绿电的需求将从可选项变成必选项。“分布式3亿千瓦的目标里，可能有一半要靠这些模式来解决”。在他看来，未来新能源发展不能走老路，绕开电网、通过微电网模式就近消纳，才是更经济的选择。
应用场景的边界也在拓宽。有企业将光伏与储冷结合，为电子信息、生物制药等有储冷需求的行业提供综合能源方案；在冷链物流场景中，光伏与叉车充电、重卡充电结合；还有企业在推进AIDC算电协同，让分布式光伏进入算力应用场景；柔性钙钛矿组件因自重轻、可定制，在BIPV等场景中打开新可能。企业一直在挖掘新能源第二次盈利的点，只有通过其他应用场景，来补充原有发电收益不断下滑的弊端。
资本端同样在变化。开弦资本新能源投资开发总监张廷观察到一个趋势：地方城投、能源集团正在区域内密集抢屋顶资源，“分布式能源的标的基本上是一个萝卜一个坑，一个屋顶分一期二期，一个投资方拿到项目一期，其他投资方很难拿到这个项目的二期。”REITs等退出通道的打通，让新能源资产的资本周转率比过去提高了1倍以上，现在考验的是谁能以更低的成本、更长期的资本来做这件事。
户用光伏的处境则更复杂。在山东，非自然人户用项目被排除在2027年机制电价之外，被业内认为是对整个业态极度不公平的状态——地面电站可以正常竞价，自然人户用也能参与，唯独把非自然户用这个业态单独剔除。集中汇流、台区储能等创新模式，也因缺乏实施细则和回报测算困难而进展缓慢。
有企业人士坦言，户用市场正在从所有农户都能做收缩为只有用电量大的少数群体适合做；分布式光伏项目已从装到屋顶就增值变成需要精算负荷、电价和回报的精细生意。但多数受访者并不认为这是行业的终结，正如一位企业负责人所言：“这其实是一种商业模式的重构，不是对这个行业的颠覆。”
绿色和平&《能源》杂志，带你探访工商业分布式大省江苏，记录行业的探索与突围之路。
04
底气与隐忧
尽管眼下困难重重，行业对“十五五”的市场空间依然保有信心。
《可再生能源发展“十五五”规划》提出“扩量提质、可靠替代”的发展主线：到2030年，全国可再生能源发电总装机达35亿千瓦左右，风电和太阳能发电总装机达到28亿千瓦以上，年发电量4万亿千瓦时以上，占全国发电量比重达到30%。按此测算，未来五年风光年均新增装机在200GW以上。
从历史看，规划目标往往会被超额完成：“十一五”到“十四五”，太阳能规划完成率普遍超过200%；“十四五”虽未给光伏单独设定目标，但12亿千瓦的装机目标在2024年7月就已提前六年半实现。
需求端也在积蓄力量。年新增用电量预计5000亿至6000亿千瓦时以上，政策明确由清洁能源覆盖；风光装机已占全国电力总装机的48%以上，光伏超过30%，分布式光伏、集中式光伏、风电大致各占三分之一。与此同时，规划首次提出可靠替代目标：到2030年，全国风电光伏平均置信出力达到8%，“十五五”期间新增可再生能源可靠顶峰发电能力3亿千瓦以上。
这意味着新能源不仅要当装机主体，还要逐步成为承担电力供应责任的主体电源。对分布式光伏而言，从补充能源走向可靠电源，技术和管理的要求都在提高。
隐忧同样存在。政策调整频率较快，影响投资者对项目长期收益的判断；机制电价的逐步退出，让分布式光伏最早暴露在完全市场化环境中；部分地区消纳空间不足、电网承载力告急，短期内难以缓解。
“政策变化速度较快，也会影响投资者对项目长期收益的判断。”多位受访者表达了相似的担忧。山东的经验正在被更多省份复制，而复制的前提是市场机制、电网承载力和政策细则能够同步跟上。
分布式光伏正在告别依靠屋顶资源和固定收益快速扩张的阶段，走向以用电场景为基础、以运营能力为核心的精耕细作。稳定的工业用电、持续增长的绿电需求，以及储能、虚拟电厂、综合能源服务等多元化应用场景，正在为行业打开新的增量空间。
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