分布式光伏：136号文后的博弈与重塑（附报告下载）

2025年，一句政策表述改写了整个行业的投资逻辑：分布式光伏的新增上网电量，原则上要全部进入电力市场，电价由市场交易形成。这标志着分布式光伏正式告别了长期以来的固定电价与政策驱动模式。

绿色和平与北京市昌平区北清科技创新中心联合发布的《2026年中国典型省份分布式光伏发展实地访谈录：市场化转型下分布式光伏的博弈与重塑》，选择山东、江苏、广东三个省份作为样本，记录这场转型的真实冲击与应对。报告的判断是：《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》（以下简称"136号文"）发布后，分布式光伏进入电力市场化竞争的深水区；随着市场化改革方向确定、具体规则下沉至地方，不同省份在政策落地、消纳指标、交易规则上呈现显著差异。本文按政策拐点、三省样本、突围路径、结论四段来读。

一、政策拐点：固定电价时代的终结

报告的起点是一个政策时点的切换。

报告指出：2025年，中国可再生能源发展步入关键转折点。随着136号文的发布，分布式光伏正式告别长期以来固定电价与政策驱动模式，进入电力市场化竞争的深水区。政策发布之初，光伏行业经历短暂的"抢装潮"，随之而来的是市场的剧烈震荡。市场化改革方向已定，但具体规则制定下沉至地方，导致不同省份在政策落地、消纳指标、交易规则等方面呈现出显著差异。

报告还记录了"机制电价"这一关键机制的结算方式：差价结算金额=实际上网电量×机制比例×（机制电价-市场均价）；总电费=市场化交易总电费+差价结算金额。

在样本选择上，报告的说明是：山东、江苏和广东作为中国分布式光伏发展的领头羊，在136号文实施后的关键窗口期，成为观察市场化改革实际影响与成效的重要样本——这些高潜力省份如何消化政策波动？市场主体的投资决策受何影响？地方相关部门又如何平衡能源转型目标与系统消纳压力？

解读：这一章最值得记住的是"固定电价"到"市场定价"这个转变的性质。过去分布式光伏的投资逻辑非常清晰——建站成本、固定的上网电价、国家补贴，三个数一算就知道多少年回本。这是一种"可测算的长期投资逻辑"，所以银行愿意贷款、资方愿意进场。而136号文把电价交给市场后，这个逻辑的根基就被移走了：电价会波动，收益就不确定，融资的定价基础也随之改变。报告提到"抢装潮"和"剧烈震荡"，正是这种切换的必然结果——政策生效前，大家抢着并网锁定旧电价；生效后，市场需要一个适应期来重新学会估值。报告给出的"机制电价"结算公式，其实是一种过渡安排：机制电价相当于一个"参考价"，当市场均价低于它时，通过差价结算给项目一定的补偿，从而在"完全市场化"和"稳定投资预期"之间留出一个缓冲带。理解这一点，就能理解为什么不同省份的差异会那么大——因为规则下沉到地方后，每个省根据自己的电力供需、消纳能力做了不同的选择。

二、山东样本：装机第一，但户用几近停摆

报告用山东作为第一个深度样本——它是全国分布式光伏规模最大的省份，也是市场化调整最激进的省份。

报告给出的规模基础是：截至2025年底，山东省分布式光伏装机已突破6000万千瓦，在全省光伏总装机中占比接近三分之二，户用与工商业分布式长期领跑全国。

但规模第一并不意味着转型轻松。报告记录了山东的政策节奏：在国家推动新能源全面市场化、全量入市的大背景下，山东率先落实136号文等政策要求，推动分布式光伏从固定电价、规模扩张，转向市场定价、就近消纳、高质量发展的新阶段。山东随后在8月出台实施方案和竞价细则，把机制电价、项目分类和市场交易规则落到本地。到2025年底，鲁发改价格〔2025〕904号文进一步明确：自2027年起，户用非自然人分布式光伏项目不再纳入机制电价竞价范围。

这三份文件接连落下，报告指出其直接后果是：户用租赁企业最熟悉的收益测算方式被改写。一个县里成百上千户屋顶，单体容量不大，前端靠代理商逐户谈，后端还要对接资方和资产接收方。在消纳约束上，报告引用行业协会专家的判断：即使重新评估，也是以山东目前的电力供需为基础条件，"大规模放开的可能性并不大，该是红区的地方依旧会限制，之后还是会优先向高自发自用比例项目倾斜，纯上网项目空间极小"。

在消纳探索上，报告记录了山东的一个特色方向——台区储能：分布式光伏消纳压力往往集中在配电网末端，仅依靠大型集中式储能未必能够解决具体台区的反向潮流和容量约束。将储能配置在分布式光伏集中区域，可以在一定程度上平滑午间光伏出力、缓解局部电网压力，并为新增项目腾出空间。政策文件也提出"鼓励光伏电站配建储能""在新能源开发受限地区探索配置台区储能、云储能等，拓展消纳空间"。

解读：山东这一章的信息量在于它展示了"规模优势"如何变成"转型压力"。装机占全省光伏近三分之二，意味着这个省的配电网承压程度全国最高——这就是"红区"产生的原因：不是政策不想放开，而是电网的物理容量到了极限。所以报告说"该是红区的地方依旧会限制"，这句话背后是一个很硬的物理约束。而"户用非自然人项目2027年起不再纳入机制电价竞价"，直接冲击的是户用租赁模式——这个模式过去依赖"代理商逐户谈、资方接手资产"的链条，收益测算方式一变，整条链条的参与者都要重新算账。报告点出的"台区储能"是最有技术含量的部分：它针对的是一个具体问题——配电网末端在午间光伏出力高峰时会出现"反向潮流"（电往电网倒送）和容量约束。把储能放在这个位置，等于给局部电网加了一个"缓冲池"。这说明消纳问题的解法不一定在"更大的工程"，也可能在"更精准的位置"。

三、江苏样本：分时电价重塑了收益曲线

报告用江苏作为第二个样本——它的冲击来自一个容易被忽视的地方：分时电价。

报告给出的规模数据是：2025年全年，江苏新增光伏装机28GW，位列全国第二，其中新增分布式光伏18GW，高居全国首位。分布式光伏通常是指利用分散式资源、装机规模较小的、布置在用户附近的发电系统，主要包括工商业和户用两类，有"屋顶光伏"之称。2021年，分布式光伏新增装机首次超过集中式。

而真正的冲击，报告指出并非来自136号文本身，而是江苏落地的分时电价新政：协会专家解释，存量光伏项目呈现明显分化：2024年6月1日前投产的全额上网项目，电价基本保持稳定，收益不受明显影响；而占据市场主流的自发自用、余电上网项目，盈利模式遭遇重大冲击。据了解，2024年6月前，江苏工业用户日间平均用电价格约0.85元/千瓦时。新版分时电价政策新增午间谷段后，工业日间用电价格大幅回落，2025年3、4月份日间谷段电价最低仅0.4—0.5元/千瓦时。

解读：江苏这一章讲了一个很反直觉的事——"自发自用"模式最怕的不是电价跌，而是电价跌在白天。工商业光伏的经济性建立在"自用替代高价电"上：厂房屋顶发的电自己用，省下来的是按工业电价买电的钱。所以当江苏把午间设为"谷段"、日间电价从0.85元/千瓦时降到0.4-0.5元/千瓦时，光伏最该赚钱的时段恰好变成了最便宜的时段——因为中午光伏出力最大，全国各地的电价都在这个时段往下走，而江苏的分时电价把这件事写进了规则。这就是"光伏的诅咒"：它是同质化的、同步的电源，所有人都在同一时间发电，于是那个时段的电力必然过剩、电价必然下降。报告用"全额上网项目收益不受影响、自发自用项目遭遇重大冲击"这组对比，把问题的本质说得很清楚——受冲击的不是"有没有政策保护"，而是"你的收益是不是建立在那个正在贬值的时段上"。这也解释了为什么"就近消纳"会成为整个行业的关键词：只有把电用在真正值钱的时间和地点，光伏才有出路。

四、广东样本：多重不确定性叠加，倒逼模式创新

报告用广东作为第三个样本——它面临的不是单一冲击，而是多重压力的叠加。

报告指出：电价市场化、安全改造成本抬升、税务补缴、系统运行费增加等因素叠加，打破了光伏项目稳定的投资逻辑。行业缺乏安全感，容易产生观望、退缩心理。此外，广东沿海潮热、台风、盐雾腐蚀的特殊气候，也让当地光伏项目的建设、运维成本高于全国多地——光伏支架、钢结构、防水工程都需要升级标准，后期运维风控投入持续增加。在近两年行业周期底部阶段，更大的隐患在于部分小微企业为压缩成本偷工减料，将进一步加剧行业安全风险。

报告还记录了一场引发行业不安的税务风波：2025年席卷广东光伏圈的"三免三减半"税务风波，进一步增加了行业的不安全感。此次税务争议源于政策条款与行业管理的时间差——依据《财政部、国家税务总局、国家发展改革委关于公布公共基础设施项目企业所得税优惠目录（2008年版）的通知》（财税〔2008〕116号），光伏电站享受"三免三减半"所得税优惠的前提，是项目为"政府投资主管部门核准"的新建项目；而2013年国家能源局印发新规，将分布式光伏由核准制调整为备案制，并沿用至今，但对应的税务优惠适用条款未同步更新。过去两年，广东税务部门严格对照原有财税文件执行，认定存量备案制分布式光伏项目不符合所得税优惠条件，要求企业补缴已减免的所得税及历年滞纳金。

在突围上，报告记录了两条路径。一是合作模式创新："针对传统EMC模式纠纷频发、收益不稳的痛点，行业涌现出新的合作模式，化解业主信任危机。晴天科技创新推出'三年半按发电量付费'的共建模式，无需业主前置投入，而是按实际用电负荷要求匹配装机规模，业主分期偿付投资成本。"这种共建新模式将光伏3~4年的投资回报周期公开透明化，让业主自主评估收益、理性合作，有效缓解电价波动带来的合同纠纷。二是开拓新场景：报告提到某国有能源企业正关注重卡充电站投资——重卡充电量大，国内几百万辆传统燃油重卡正处于电气化替代初期，在《推动新能源重卡规模化应用实施方案》指引下，要求到2030年新能源重卡渗透率达到40%，公司现已投资立项20多个重卡充电站项目。

解读：广东这一章的三层压力，其实代表了市场化改革中三种不同性质的"不确定性"。电价市场化是"规则变化"带来的不确定；安全改造成本与沿海气候是"地理条件"带来的成本差异；而"三免三减半"税务风波则是"政策条款与行业管理时间差"带来的制度风险——后者最让人头疼，因为它不是市场问题，而是一个2013年备案制改革与2008年税务条款不同步造成的"历史遗留"。这类风险的特点是：企业无法通过商业手段规避，只能被动应对。这也解释了报告说的"行业缺乏安全感、容易观望退缩"。而两个突围方向则展示了市场化真正的含义——它逼着企业从"等政策"转向"找出路"。晴天科技的"三年半按发电量付费"很有代表性：它把过去隐蔽的收益假设摆到台面上，用"透明"换取"信任"，这是市场化下重建商业关系的典型做法。而重卡充电站这个新场景，则给出了另一条思路——既然分布式光伏的瓶颈在消纳，那就主动去找"用电大户"（重卡充电量大、高频），把发电和用电绑在一起，从"卖电给电网"变成"就地服务负荷"。

五、结论：从"规模扩张"走向"就近消纳"

报告在收尾时，把整场转型的方向做了一次提炼。

报告的核心判断是：分布式光伏必须要发挥就近消纳的优势，才有出路。在政策过渡期的阵痛中，企业开始主动求变，放弃粗放扩张，探索新模式、新场景，在行业洗牌中寻找差异化生存机会。多家企业摒弃了"全面撒网、遍地布局"的扩张模式，转而推行"一区一策、择优布局"策略——主动退出限电率高、合规成本高、收益薄弱的区域，集中资源深耕负荷密集、消纳稳定、政策清晰的市场；同时抢抓户用光伏红利，依托"千家万户沐光行动"布局散户赛道，对冲工商业光伏的业务收缩压力。

报告也记录了一线企业的态度："不发展才是最大的风险。"即便身处行业寒冬，企业依然保持审慎进取的姿态——"过渡期我们会严控投资边界、做好极端风险测算，在资源获取能力强的央企收缩的窗口期，打造自身差异化优势。"在行业诉求上，报告指出：全行业在发出理性诉求，期待政策协同优化、新型电网加速建设，缩短行业阵痛期。当前政策多聚焦后端消纳环节，针对前端项目投资的细化指引较为模糊；顶层能源发展方向明确，非化石能源倍增目标坚定，但在央地协同上，部分地区政策落地缓慢、执行细则"不接地气"，衍生诸多经营不确定性。

解读：把三省的样本合在一起看，这份报告其实在描述一个行业的"换挡"。过去分布式光伏的逻辑是"规模"——谁装得多、谁跑得快；现在逻辑换成了"消纳"——谁能把电用在近处、用在值钱的地方。这个转变的深层原因是：当分布式光伏的装机占比高到一定程度，它就从"补充电源"变成了"系统负担"——中午大家都发电，电网受不了，电价就掉。所以"一区一策、择优布局"不是保守，而是理性：与其在红区硬闯，不如去负荷密集、消纳稳定的地方深耕。"从全面撒网到择优布局"这八个字，可能就是这个行业未来几年的关键词。而报告最后提到的"不发展才是最大的风险"，则给出了另一面的视角：市场化改革会淘汰一批不适应者，但也会给真正理解规则的企业腾出空间——尤其在央企收缩的窗口期，"差异化优势"反而更容易建立。需要说明的是，本报告为绿色和平与北京市昌平区北清科技创新中心基于三省实地访谈形成的资料，仅作公益与信息分享，相关观点与数据具有其调研边界，不构成任何投资或决策参考。想持续跟踪分布式光伏、电力市场化与新能源产业的报告数据，可以到运营动脉（www.yydm.cn）检索，站点同时提供报告库、方案库、课件库与模板库，7W+精选资料、每月更新1000+份，适合做新能源产业研究时集中取用。

六、常见问题解答（FAQ）

1. 这份报告的核心观点是什么？

报告为绿色和平与北京市昌平区北清科技创新中心《2026年中国典型省份分布式光伏发展实地访谈录：市场化转型下分布式光伏的博弈与重塑》（2026年8月）。核心观点是：随着136号文发布，分布式光伏正式告别固定电价与政策驱动模式，进入电力市场化竞争深水区。报告以山东、江苏、广东三省为样本，发现不同省份在政策落地、消纳指标、交易规则上呈现显著差异，行业正从"规模扩张"转向"市场定价、就近消纳"的新阶段。

2. 136号文带来了什么变化？

136号文即《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》，明确新能源上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成。报告记录了"机制电价"的结算方式：差价结算金额=实际上网电量×机制比例×（机制电价-市场均价）；总电费=市场化交易总电费+差价结算金额。政策发布之初行业经历短暂"抢装潮"，随后是市场剧烈震荡，因为规则下沉至地方后，各省差异显著。

3. 山东和江苏两个样本分别说明了什么？

山东是分布式光伏规模最大、市场调整最激进的省份：截至2025年底分布式光伏装机突破6000万千瓦、占全省光伏总装机接近三分之二；鲁发改价格〔2025〕904号文明确自2027年起户用非自然人分布式光伏项目不再纳入机制电价竞价范围，户用租赁企业收益测算方式被改写；受电网容量约束，"红区"仍会限制，纯上网项目空间极小，山东还在探索台区储能、云储能等消纳方式。江苏的冲击更多来自分时电价：2025年全年新增分布式光伏18GW居全国首位；但新版分时电价新增午间谷段后，工业日间电价从2024年6月前约0.85元/千瓦时降至2025年3、4月最低0.4-0.5元/千瓦时，导致"自发自用、余电上网"项目盈利模式遭遇冲击，而2024年6月1日前投产的全额上网项目收益基本稳定。

4. 广东面临哪些特殊困难？行业如何突围？

广东面临多重压力叠加：电价市场化、安全改造成本抬升、税务补缴、系统运行费增加，加上沿海潮热、台风、盐雾腐蚀导致建设运维成本高于全国多地。此外2025年"三免三减半"税务风波加剧不安——根源是2008年财税〔2008〕116号要求"核准"项目、而2013年分布式光伏已改为"备案制"，税务优惠条款未同步更新，导致广东税务部门要求存量项目补缴所得税及滞纳金。突围路径包括：模式创新（如晴天科技"三年半按发电量付费"共建模式，无需业主前置投入、3~4年回报周期公开透明化）和开拓新场景（如重卡充电站，在《推动新能源重卡规模化应用实施方案》下，2030年新能源重卡渗透率目标达40%）。

5. 行业未来的方向是什么？

报告指出，分布式光伏必须要发挥就近消纳的优势才有出路。企业正从"全面撒网、遍地布局"转向"一区一策、择优布局"——主动退出限电率高、合规成本高、收益薄弱的区域，集中资源深耕负荷密集、消纳稳定、政策清晰的市场，同时依托"千家万户沐光行动"抢抓户用光伏红利。行业诉求集中在政策协同优化、新型电网加速建设，以及前端项目投资的细化指引（当前政策多聚焦后端消纳环节）。报告还提到，在央企收缩的窗口期，中小企业反而有机会打造差异化优势，"不发展才是最大的风险"。想持续跟踪分布式光伏与电力市场化的报告数据，可以到运营动脉（www.yydm.cn）检索，站点提供报告库、方案库、课件库与模板库，7W+精选资料、每月更新1000+份，适合做新能源产业研究时集中取用。