■ 中国工业报 祁晓玲 王瑞

“面向‘十五五’，我国电力转型的核心任务，就是进一步推动新能源实现对煤电的安全可靠替代，使新能源不仅成为装机主体，也逐步成为承担电力供应责任的主体电源。”8月9日，在“破局与重塑：136号文后分布式光伏高质量发展”研讨会上， 国家能源局原副局长张玉清作出这一判断。

2025年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《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》（发改价格〔2025〕136号，即“136号文”），明确新能源上网电量全面进入电力市场，上网电价由市场交易形成。过去那个依靠固定电价、收益可准确测算的时代，就此终结。

据国家能源局数据，2026年上半年，全国光伏新增并网7177万千瓦，同比下降约66%，其中分布式光伏4222万千瓦。截至6月底，全国分布式光伏累计装机已达5.76亿千瓦。7月23日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《可再生能源发展“十五五”规划》（发改能源〔2026〕1067号）。规划明确提出，我国可再生能源将进入“扩量提质、可靠替代”的新发展阶段。到2030年，可再生能源发电总装机达到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。分布式光伏方面，“十五五”期间全国分布式新能源新增装机3亿千瓦以上——以分布式光伏为主的分布式新能源，将在未来五年贡献超过3亿千瓦的新增装机。

躺赚时代终结

过去十几年，分布式光伏的玩法很简单：找到屋顶，签个合同，把板子铺上，等着收电费。电价固定、收益可算，基本没什么风险。

136号文打破了这套模式。新规则是“机制电价”——光伏项目先按市场价格卖电，市场交易均价低于机制电价时获得差额补偿。但机制电价并非普惠制，各省通过竞价确定入围项目及电价。智汇光伏创始人王淑娟在研讨会上披露，在2025至2026年机制电价竞价中，全国约25.12万个出清项目里分布式光伏接近25万个，但规模仅占总出清规模的约9%，电量占比仅7% 。分布式光伏在竞价中处于结构性劣势。

更让行业紧张的是，机制电价这个“安全垫”正在快速撤出。据公开信息，山东已明确，源网荷储、绿电直连等新能源就近消纳项目，以及一般工商业光伏、大型工商业分布式光伏、2026年6月1日（含）以后投产的户用非自然人光伏，不再纳入机制电价执行范围。河南、广西、江西、安徽等省（区）也已先后发文，将新建工商业分布式光伏剔除出机制电价执行范围。王淑娟在研讨会上判断，分布式光伏一定是最早退出机制电量保障的品类。

据中国工业报在广州调研了解到，合规成本也在攀升。“四可”改造（可观、可测、可调、可控）要求企业额外投入资金进行设备升级；涉网性能型式试验报告单份报价约10万元。税务合规风险同样令行业承压：2013年以来分布式光伏审批已由核准制调整为备案制，但税务核查时严格对照原始条款，认定备案制项目不符合“三免三减半”优惠条件，要求企业追溯补缴历年减免税款及滞纳金。

广东一家能源投资企业负责人在接受中国工业报采访时直言：“现在不是看能赚多少，而是看能承受多少亏损。”

鲁、苏、粤三地分化

研讨会上，山东、江苏、广东三省行业协会代表分享了各自境遇。同样的政策，落在不同的市场基础之上，结果截然不同。

山东省太阳能行业协会常务副会长张晓斌透露，山东光伏出力期间换算市电的价格已从2024年的0.58元降至今年前6个月的0.38元。据山东省发改委、山东省能源局《关于公布2026年山东省新能源机制电价竞价结果的通知》，2026年山东光伏机制电价为0.261元/千瓦时。大量存量EMC合同面临履约风险，“山东超过50%的市场终端遇到了严重问题”。“企业直接跟你说，要么重新签合同，要么我只用你早晚的电，中午那会儿我买电网的便宜电。”据国家能源局数据，2026年一季度，山东分布式光伏新增装机同比下降84%，全国排名从第五降至第十四。张晓斌说了一句：“山东的今天是很多省的明天。”

江苏是三省中机制电价保障力度最强的省份。据公开信息，江苏2025—2026年新能源增量项目机制电价出清价格为0.36元/千瓦时，机制电量比例90%。但江苏省可再生能源行业协会新能源专委会副主任孙文健在发言中提出：江苏分布式光伏占新能源装机的比例已达55%左右，“受限于技术手段原因，集中式新能源以不到一半的装机规模，几乎承担了全部风光装机的绝大多数调峰压力” 。因分布式光伏“四可”改造尚在进行，集中式新能源更多时候在为分布式“负重前行”。这种格局能维持多久，存在不确定性。据国家能源局数据，2026年一季度，江苏分布式光伏新增装机228.1万千瓦，同比下降30%。

广东工商业光伏全国领先。据广东省太阳能协会数据，2026年上半年广东各地市合计新增分布式装机5695MW（5.695GW），同比下降63.47%。广东省太阳能协会副秘书长朱薇桦指出，广东分布式光伏面临明显区域错配：珠三角优质屋顶资源趋于饱和，而粤西、粤北虽仍有开发空间，却受负荷、接入条件和节点电价制约。叠加新能源入市后电价波动加大，企业投资决策更加谨慎。同时，广东较早探索虚拟电厂和聚合交易，目前已有8个交易单元参与现货交易，但整体仍处于试点阶段，部分项目存在成本收益倒挂，新的商业模式尚未形成稳定收益

新赛道需要新能力

《可再生能源发展“十五五”规划》首次将“可靠替代”作为核心主线，光伏的竞争维度正从比拼“年发电量”转向比拼系统支撑能力——规划明确全国风电光伏平均置信出力达到8%（光伏6%左右）；“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。这意味着储能和多能互补的重要性将进一步提升，系统友好型电站、光储融合将成为技术升级的重要方向。

虚拟电厂首次被写入国家级可再生能源发展规划，鼓励虚拟电厂等资源聚合模式发展，支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等新业态。规划明确以中东南部地区为重点，推动分布式新能源与工商业、交通、建筑、农业等场景集成融合发展。在工业园区推进工业绿色微电网建设；在交通领域建设“零碳公路”；在建筑领域开展BIPV试点；在农村地区深入推进“千家万户沐光行动”。

多位与会专家指出，行业需要从“规模优先、电网兜底”的旧模式转向“发用协同、自发自用”的新模式。国网能源研究院原副院长蒋莉萍谈到，综合能源服务商正在增加两个新维度——碳和灵活性，“可以变成一个虚拟电厂的角色去跟大系统互动”。以前做光伏的只管装板子，做储能的只管卖设备，做售电的只管倒电，现在需要整合运营。

中国能源研究会配售电专委会副秘书长吴俊宏说的更直接：“丢掉幻想，准备战斗。”利润空间压缩后，可能一家公司把光伏、储能、售电三件事都做了，才能赚到原来一家公司赚的钱。这个过程会淘汰只靠资金和关系的企业，活下来的必须具备技术能力和运营能力。

开弦资本新能源投资开发总监张廷在研讨会上分析，当前长期利率下行，传统固收收益率跌破3%，而分布式光伏电站一旦运营满一年，现金流预测偏差能控制在5%以内、具备20年稳定收益，其实是不错的标的。问题是增量项目收益不确定性高，如何把不确定的增量转化成可预期的存量资产——这也是近期不少机构在收存量电站的逻辑。

2026年5月20日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号），明确支持分布式光伏通过集中汇流方式参与多用户绿电直连。这为大批受困于消纳的工商业和户用分布式光伏，提供了就近消纳的新出路。据公开报道，截至2026年4月，全国已有99个绿电直连项目完成审批，总装机3405万千瓦。

虚拟电厂的商业模型仍在探索中。研讨会上有嘉宾提到，目前山东、广东等地虚拟电厂运营商普遍面临盈利挑战。山东某虚拟电厂运营商因预测能力不足，“奖了80万，罚了170万”。虚拟电厂从政策概念变为可盈利的商业模型，还有一段路要走。

存量EMC合同的风险同样不容忽视。当初签了20年固定折扣合同的企业，如今面临电价倒挂，不少已在重新谈判。这关系到社会资本对行业的信心。

从长远看，分布式光伏的空间依然广阔。据清华大学评估，我国可供分布式光伏开发利用的屋顶资源技术潜力总计2785GW，年发电量可达4631亿千瓦时。潜力大，挑战更大——收益不确定性增强、配电网支撑偏弱、调节资源配合不够，仍是行业面临的三大瓶颈。

3亿千瓦的新增目标不会自动完成——得有能赚钱的项目、愿意投的钱、跑得通的模式。136号文换了赛道，旧模式跑不通了，新路得靠行业自己蹚出来。