日前，国家发改委和国家能源局发布《可再生能源发展“十五五”规划》（以下简称《规划》）提出，到2030年全国风电、太阳能发电装机达28亿千瓦以上，与2025年的18.4亿千瓦相比，未来五年仍需增长近10亿千瓦。其中，全国分布式新能源新增装机将超3亿千瓦，重点推动分布式新能源与工商业、交通、建筑光伏和与农业等场景融合发展。

《规划》将“扩量提质、可靠替代”作为主线，要求提高新能源市场化运营能力，鼓励分布式新能源聚合交易。这意味着分布式光伏虽有较大发展空间，但增长模式已经发生变化。

2025年，《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”）的发布，推动新能源上网电量全面进入电力市场。对于长期依赖固定电价预期和政策托底的分布式光伏而言，这不只是电价机制的调整，也意味着项目收益逻辑、投资主体和商业模式的重新洗牌。

“136号文”实施近一年多来，各地的分布式光伏并未沿着统一路径转型。山东、江苏和广东作为东部地区分布式光伏大省，截至2026年一季度末，三省累计并网分布式光伏装机已接近全国的三分之一。但由于电源结构、负荷特征、电网承载力和市场机制不同，三省面临的主要矛盾和转型方向已经出现分化：山东首先触及局部消纳和电网承载边界，消纳能力成为硬约束，山东重心转向发展储能和光储一体化；江苏制造业密集，出口型企业对绿电有真实需求，更倾向于探索分布式聚合交易，以及将绿电环境价值变现；广东则受困于节点价格差异显现和持续走高的开发成本，在商业模式创新上寻找突破口。

山东：消纳能力成为硬约束

山东是全国光伏装机规模最大的省份之一，分布式光伏长期占据主导地位。过去几年，户用光伏依托农村屋顶快速扩张，形成了企业投资、农户出租屋顶、电量全额上网为主的开发模式。但随着装机增长持续高于局部负荷增长和电网承载能力，山东较早触及分布式光伏的消纳边界。

机制电价的变化进一步重塑了项目的收益预期。山东2025年增量光伏项目机制电价竞价结果为0.225元/千瓦时，2026年提高至0.261元/千瓦时，从全国来看处于低位。与此同时，项目实际结算规则与企业预期存在落差，部分存量项目结算电价已低于原有燃煤基准价。对依赖高比例上网的项目而言，较低机制电价叠加光伏发电与负荷错配带来的消纳受限，收益空间被双向压缩，山东部分地区的投资热度已明显降温，企业对新增项目的筛选和决策也更加谨慎。

2026年一季度，山东户用分布式光伏新增装机同比下降约48%，全国排名由第六名下降至第十八；工商业分布式光伏新增装机同比下降近87%，排名由第四降至第十二。山东作为分布式大省，新增空间有限是一方面； 另一方面，这与地方规则调整密切相关。山东要求工商业项目年自发自用电量占发电量的比例不得低于50%，上网电量全部参与现货市场，使高比例上网项目的收益明显收窄。户用方面，随着山东明确自2027年起非自然人户用项目不再纳入增量项目机制电价竞价范围，多家以此类项目为主要业务的企业已经开始收缩规模或逐步退出山东市场。

相比企业租赁模式，自然人利用自有屋顶、自筹资金建设光伏，仍具有一定吸引力。一方面，组件价格下降和发电性能提高降低了前期投资额；另一方面，农户对屋顶拥有长期使用权，对回报周期的要求也不同于专业投资机构。在具备并网容量、光照条件和稳定结算预期的地区，自然人自投仍可能成为户用光伏发展的重要形式。

但这一模式难以延续过去企业租赁开发所形成的扩张速度，也难以从根本上化解局部配电网的消纳约束。国家能源局近期发布《关于深入推进农村能源革命 开展村镇微能网建设试点工作的通知》，探索“村能村用”新模式，启动村镇微能网建设试点，结合《规划》提出深入推进千家万户沐光行动，这将为户用光伏规模较大的山东地区提供了统筹自然人项目、村集体资源和农村产业负荷的新空间。

面对消纳压力，山东正在加快推动光储融合。今年5月，山东发布《促进光伏发电高质量发展的实施意见》提出“推动光伏发电与其他电源、储能等一体化建设，强化在工业、农业农村、交通、建筑等领域应用，加快绿电直连等就近就地消纳场景培育”，“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。在电网暂无可开放容量的地区，鼓励用户侧加装储能设施，建设全部自发自用的分布式光伏”。

其中，台区储能是山东探索中较具代表性的方向。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，并为新增项目腾挪消纳空间。但台区储能要从示范探索走向规模化应用，仍需更加清晰和明确的收益和实施机制。

虚拟电厂同样被多家企业视为分布式光伏市场化后的重要出路，但目前仍面临接入和建设成本较高、资源分布在不同电网节点、聚合难度较大以及收益来源不稳定等问题。对于山东而言，下一阶段如何通过光储、微能网、负荷协同和聚合运营，提高分布式光伏与本地电力系统的适配能力已是核心问题。

江苏：从机制电价托底走向多元价值实现

截至2026年一季度末，江苏省累计并网分布式光伏6629.4万千瓦，位列全国第一，依然是分布式光伏投资较为活跃的省份。

“136号文”后，江苏首轮增量机制电量为131.35亿千瓦时，机制电价出清价格为0.36元/千瓦时，执行期限为10年。与部分省份相比，较大的机制电量规模和较高的机制电价为新增项目应对现货价格波动提供了支撑。加之江苏新能源消纳水平总体较高，市场主体对工商业分布式光伏仍保持较强的投资意愿。

江苏工业体系完整、制造业集中、用电需求旺盛且白天负荷稳定，分布式光伏具有较高的自发自用比例。据企业估算，全省分布式光伏发电量中约有四至五成在用户侧消纳。对于用能企业而言，建设分布式光伏既可以减少外购电量，降低用电成本；也可以满足绿色电力消费、供应链减排等合规要求。随着组件及建设成本走低，越来越多具备资金实力的制造企业倾向于自投自建，以相对较低的前期投入，换取长期的电费节约以及绿色用能带来的附加价值。

对于第三方投资者来说，传统合同能源管理模式的项目评估重点正从建设成本转向用能企业的经营稳定性与电费回收能力。只要能够稳定收回电费，就是好项目——在电价波动加大的背景下，用户信用资质、负荷曲线特征和合同履约能力，正成为筛选项目的关键指标。

与此同时，掌握本地公共资源的地方国企和城投公司开始增加分布式光伏投资布局。相较于外部投资机构，地方平台在公共建筑、园区和本地企业资源方面具有优势，也更容易高效地整合资源，形成一定规模的底层资产。因此江苏分布式光伏的投资主体正在发生变化——从专业开发商主导，转向业主自投、地方国企与专业能源服务商共同参与。

自发自用之外，分布式聚合后参与绿电交易是江苏探索机制电量外增量收益的重要方向。单个分布式光伏项目通常规模较小、交易能力有限，通过聚合商或售电公司将分散项目的市场化电量汇合，再与有绿色用能需求的工商业及出口制造业企业匹配，这种聚合交易为江苏分布式光伏提供了市场化增量收益。

但户用和小微工商业项目单体规模小、数量多，在聚合参与绿电交易时常常面临计量结算、聚合关系、数据接入和运维成本等问题，距离规模化落地，仍需解决聚合成本和交易规则问题。

此外，机制电量与绿电收益之间存在一定权衡关系。根据“136号文”，纳入机制的电量不得重复获得绿证收益。为规避现货电价波动风险，多数企业更倾向于申报较高比例的机制电量，锁定相对稳定的收益，但这也相应压缩了可供聚合并参与绿电交易的电量。由此，企业逐渐形成两种策略：风险偏好较低的企业更多依靠机制电量稳定收益；具备交易能力和客户资源的企业，可保留更多市场化电量，通过绿电交易增加收益。

广东：节点电价与成本抬升中寻找增量空间

广东拥有旺盛的用电需求、较高的工商业电价和大量出口型企业，珠三角地区也具备较好的本地消纳条件。广东首轮增量光伏机制电价同样为0.36元/千瓦时，绝对值上处于全国相对较高水平。但与江苏不同，广东原有燃煤基准价为0.453元/千瓦时，机制电价较其下降超过20%，因此实际保障力度没有绝对值所呈现的那样突出。

更重要的变化来自节点电价。新能源全面入市后，项目上网电量按照所在节点的市场价格结算，机制电价则通过市场外差价结算发挥收益“锚点”作用。因此，机制电价并不等同于项目最终获得的固定上网电价，根据项目所处的节点位置不同，同等发电量的项目实际结算收益也可能大不相同。

广东分布式光伏的消纳和开发重点主要集中在珠三角。经过多年发展，产权清晰、结构条件较好、负荷稳定的大型工商业屋顶已经被开发得相对充分。剩余屋顶可能涉及建筑承重、产权关系、消防要求或屋面改造，开发难度和施工成本明显上升。同时，新能源入市对项目“可观、可测、可调、可控”能力提出了更高要求。企业反映，新增项目通常需要承担相应的接入和改造费用，部分存量项目在不同城市的改造进度和成本分担方式也存在差异，进一步增加了项目收益测算和投资决策的难度。

与江苏类似，广东也面临合同能源管理模式的挑战，在节点价格、市场交易和系统运行费用共同变化的背景下，电能量价格下降不一定意味着用户最终用能成本同步下降。如果用户实际缴纳的综合费用没有明显减少，投资方就很难继续用简单的“电价打折”逻辑吸引用户参与。

广东较早启动了虚拟电厂的政策探索和制度建设，但分布式光伏聚合交易与运营目前仍缺乏清晰收益闭环。广东较大的电价差往往出现在晚高峰，而光伏在这一时段基本无法发电，单独聚合光伏的套利空间有限。对于资源更加分散的户用光伏而言，由于接入和运营成本更高，这一模式短期内仍较难规模化复制。

绿电需求同样是广东分布式光伏的重要机会。大量出口型企业受到供应链减排和国际市场要求影响，对绿色电力和绿证存在现实需求。但分布式绿证在交易、核销和使用便利性方面仍存在一定障碍，部分企业更倾向于购买集中式新能源项目对应的绿证，导致分布式光伏的环境价值尚未得到充分释放。

在此背景下，不同类型企业的选择进一步分化。部分央企和大型国企提高了新增项目的收益率要求，投资决策更加谨慎，新增项目推进明显放缓；市属和区属国企依靠本地资源继续布局公共建筑、园区和工商业项目，但同样面临投资收益模型和审计合规等约束；民营企业则更多通过储能、虚拟电厂、综合能源服务、技术创新和海外市场拓展，寻找新的增长空间。广东与东南亚市场联系紧密，一些光伏企业已经在海外布局，也有部分企业在国内新增项目收益承压后进一步加快出海步伐。

三条路径背后，是同一场行业重构

山东、江苏和广东的发展条件不同，面临的问题也各有侧重，但三省的变化共同说明，在新能源全面入市背景下，分布式光伏正在走向更加多元化的发展模式，光储融合、虚拟电厂、技术创新、产业融合等新路径不断涌现。 与此同时，分布式光伏的发展逻辑也正在发生变化——从一项相对单纯的资产投资，转变为一项综合能源运营业务。

大型工商业分布式光伏仍是当前经济性较好的项目类型，特别适用于白天负荷稳定、自发自用比例较高的企业。但三省都面临优质大型工商业屋顶已被较充分开发的问题。未来新增空间将更多来自小微工商业、公共建筑、工业园区、交通设施、农村自然人自投以及建筑光伏一体化等多元应用场景。

面对市场化转型，行业已经逐步接受新能源全面入市的方向，但对政策稳定性和可预期性的诉求仍然强烈。对于用电需求持续增长和消纳空间约束的东部负荷大省而言，持续提高新增电力需求中的清洁能源占比并非易事。这不仅需要继续挖掘以分布式光伏为代表的本地清洁能源增量潜力，也需要通过稳定、可预期的制度安排，增强市场主体信心，保持社会资本的投资意愿。

分布式光伏下一阶段的发展，仍需政策在顶层设计层面完善不同阶段项目的分类管理和衔接机制。对于存量、已备案、已签约、在建和待并网项目，应建立更加明确的分类管理规则以及合理的过渡安排，避免因政策调整追溯影响既有投资决策。地方政策可以根据市场运行情况动态优化，但调整过程应经过公开评估、充分征求意见和提前预告，为受影响项目预留合理过渡期。

同时，应进一步完善分布式光伏聚合交易和虚拟电厂规则，重点解决跨节点聚合、户用和小微工商业计量结算，以及现货市场、中长期交易、绿电交易和辅助服务之间的衔接机制。未来，虚拟电厂不能只依靠短期价差套利，还需要通过需求响应、辅助服务和容量价值等方式获得收益，形成更加稳定、可持续的商业模式。

只有建立稳定连贯的政策预期，完善绿电、储能和资源聚合的价值实现机制，让分布式光伏新增的调节和交易能力能够真正转化为可结算、可持续的项目收益，才能重新稳定社会资本的投资信心。

（作者系国际环保机构绿色和平气候与能源项目主任）