136号文洗牌行业，江苏分布式光伏靠硬核需求逆势突围
发布日期：2026/6/23
随着136号文全面落地，我国分布式光伏市场正经历从固定电价时代到市场化时代的剧烈转型。与山东、河南等省份相似，江苏同样经历了投资收缩、户用停滞、收益模型重构的阵痛。但不同的是，即便装机下滑，江苏仍是户用与工商业光伏的开发优先选择——旺盛的用电负荷、真实的绿电需求，以及外向型经济的绿色合规压力，构成了江苏独特的“热岛效应”。
2026年以来，光伏們团队联合国际环保机构绿色和平、北京市昌平区北清科技创新中心深入多个分布式光伏发展重点省份开展市场访谈。继山东之后，光伏們发现，江苏市场的韧性既有地方政策给予的机制电价支持，但更深层次的则是源于不可替代的消纳基础与绿电需求。这一“共性中的特殊性”，对全国新能源开发具有深层启示。
共性：136号文后的阵痛，江苏未能幸免 136号文的冲击是全国性的。一家户用平台企业相关负责人坦言，“现在行业里没人能预测25年现货价格，如果谁说能，这肯定是假的。”
这一“玄学”直接导致投资方收益模型崩塌。固定电价时代，户用光伏靠固定电价、固定电量、20年稳定收益成为标准的金融产品。而136号文后，机制电价虽给了保底，但未来20-25年的现货电价走势无法预测，项目过会审批成为最大难题。
数据已经体现了困境，与往前相比，多家户用、工商业投资企业的开发投资规模呈现断崖式下跌，几乎“腰斩”。国家能源局数据显示，2026年一季度，江苏新增分布式光伏装机228.1万千瓦，同比大幅下降30%。
这与山东高度相似——当地户用新增已接近停摆，存量收益倒挂，金融机构态度趋于谨慎。两省核心困境相同：机制电价提供了“地板”，但无法消除电价的不确定性，投资逻辑从可计算变成不可计算。
但有意思的是，在136号文的筛选下，行业竞争未因市场收缩而缓和，反而更加集中，开发企业大量涌向江浙、广东等消纳条件好的省份，户用光伏的渠道成本并未下降。光伏們了解到，当前江苏户用光伏渠道费用高达1.8-2元/瓦，虽然系统成本已大幅下降，但渠道费用推高了整体投资门槛。
与此同时，农村消纳能力正成为硬约束。农村人口空心化、产业基础薄弱，本地用电需求增长有限，大量电力只能向上级电网输送——这不仅是河南、山东的问题，也是江苏必须直面的现实。随着136号文推动市场化消纳，缺乏就地负荷支撑的户用项目，将会面临装得多、限得多、亏得多的困境。
不过对于存量项目而言，让投资企业焦灼的并不是136号文的执行，而是分时电价带来的白天用电价格的大幅下降。“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，分布式光伏企业与用户的EMC合同电价大多是按照这一电价的7~8折签订的。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，存量项目业主违约、合作终止的情况几乎每家投资企业都遇到了。” 不同：江苏为什么仍是开发热点？ 尽管面临相似的结构性压力，江苏市场却呈现出明显的温差——开发企业仍将江苏视为优先布局的市场。这一“热岛效应”的根源在于两个底层优势：旺盛的用电负荷与真实的绿电需求。
江苏是工业大省，工商业分布式光伏自发自用比例天然较高。在136号文下，上网电价愈发不确定，工商业光伏投资企业进一步提高了自发自用比例的门槛。尽管江苏省政策并未对自发自用比例作出限制，但目前在实操中大部分资方普遍提到了消纳要求，“上网电价按保底0.32元/度测算，自用比例70%，比例再低无法覆盖成本”。
另一方面，江苏外向型经济占比高，众多出口企业面临欧盟碳税追溯、绿色供应链认证等合规压力，对绿电需求极为迫切。光伏們了解到，江苏绿电价格约0.39元/度，风电可以签到0.4元/度以上，均高于电能量交易价格。136号文后，原本可全额参与绿电交易的项目仅有10%电量可进入市场，供需缺口进一步放大。
这种“绿电饥渴”构成了江苏工商业光伏的独特底色——光伏不仅是发电设备，更是出口企业获取绿色通行证的刚需资产。
出于对江苏绿电市场的认知，中鑫新能源旗下扬州50兆瓦风电项目在2025年放弃了机制竞价，全部进入电力市场，事实证明，绿电交易的收益表现比行业普遍选择的机制电价兜底更好。这也进一步论证了上述结论。
另一层面的判断来自于对未来电价的乐观预期，“我们判断未来工业电价存在上涨空间”，一家深耕江苏分布式光伏的投资企业提到，核心逻辑是煤炭价格长期趋势与全球电力市场化后的电价走势。
工业电价上涨预期与绿电溢价叠加，使江苏工商业光伏的投资逻辑在市场化时代仍然成立。
江苏分布式市场：韧性从何而来？ 江苏分布式光伏的投资动力不仅仅来自于光伏行业，随着电力市场改革的进一步推进，江苏分布式光伏的业主/用户自投比例正进一步提升，“目前接近50%的项目都是业主自投，经营稳定的优质企业，尤其是出口型企业，自投意愿极强。”
随之而来的是，第三方投资方的空间正被双向挤压。虽然央企已经逐步退出了工商业投资市场，但各地城投公司正大规模下场布局分布式光伏，“城投公司具备发债优势，收益率要求仅2%-6%，远低于社会资本6%以上的门槛。在江苏、广东等地，地方城投成立专门的新能源公司，凭借本地资源优势强势切入优质屋顶。”
EMC模式本身的风险也在暴露。“如果做EMC模式，企业电费拖欠、电价违约的风险很大”，为控制风险，行业正在探索缩短收益周期的模式，如将合同期限压缩至3年或5年期，但这也推高了单瓦投资成本。
由此带来的结果是，在江苏市场，工商业光伏的开发的第一要素是“企业资信”，“只要是好的企业，其他都可以谈”，多家开发人员表达了类似的观点，经过“十四五”的装机爆发，江苏相当一部分企业屋顶已经开发得差不多了。
另一方面，在收益模型不确定的背景下，交易能力正成为核心竞争壁垒。
在江苏，中长期绿电交易均价约0.38~0.41元/度、现货价格约0.2元/度+，存在0.15~0.2元/度的价差；目前江苏分布式光伏的聚合成本约0.33-0.35元/度，存在一定套利空间，“能将直营项目收益率稳定在预期区间”。但问题在于“量少”——由于自发自用比例较高，聚合的电量规模占总发电量比例太低，导致对项目本身的绝对利润贡献有限。
压低建设成本则是另一种思路，一家投资企业在江苏市场将建设成本从1.5元/瓦压至1.3元/瓦，同时压缩容配比向1:1靠拢，以0.3元/度为保底进行电价测算，以缓冲可能到来的电价风险。
不过，当传统模式难以为继，大部分企业也在逐步探索新场景。其中，688号文多用户绿电直连是重要方向。688号文放开多用户绿电直连，允许一对多、多对多匹配，解决了空置厂房屋顶无消纳、大型企业缺绿电资源的问题。“该模式比常规上网多带来约1毛钱/度收益，可满足小时级绿电溯源要求，适配出口欧洲企业需求。”
更宏观的方向是综合能源服务与源网荷储。中鑫新能源强调，“始终坚持‘消纳为王'的理念，未来项目选择将重点聚焦经营稳定、负荷匹配度高的企业客户。”随着AI数字化驱动，虚拟电厂、低碳城市、零碳园区等方向，正成为分布式光伏企业转型的第二曲线。
“江苏分布式光伏下一阶段增长，需要围绕新增用电需求和高消纳场景寻找增量空间。随着优质工商业屋顶资源逐步被开发，未来更应关注公共建筑、园区融合、车网互动和算力中心等新型负荷场景，通过“光伏+负荷+调节能力”的组合，提高本地消纳比例，释放新的增量潜力。”绿色和平气候与能源项目主任顾鑫涔表示，“政府部门也应通过更有针对性的激励机制，如政策试点、接入便利、金融支持和收益分配等，引导企业转向新型应用场景开发，让分布式光伏更好嵌入本地用能系统。” 启发：江苏样本对全国新能源开发的借鉴 江苏的“热岛效应”表明，在市场化时代，分布式光伏的竞争逻辑正在发生转变。一方面，136号文实施后，江苏工商业光伏仍保持较强韧性，核心原因在于高用电负荷支撑了较高的自发自用比例。另一方面，外向型经济催生的绿电需求，也让分布式光伏的价值从单纯降低用能成本延伸至满足绿色合规要求。
这意味着，未来新能源项目开发的优先级将从“资源优先”逐步转向“消纳优先”，而具备负荷支撑和绿电需求的区域将获得更大的发展优势。
不过，在与企业交流过程中，光伏們发现，政策确定性仍是行业最大诉求。多家企业呼吁：一是国家出台针对户用分布式光伏聚合交易的统一标准；二是机制电价竞价时不要将下限设得过低，避免打击行业信心；三是维持每年的机制电量规模稳定，为投资人提供可测算的确定性。
“机制电价最大的价值就是确定性”，一位投资人强调，“如果全部放开自由交易，没有确定性的电价，行业将无法开展大规模投资。”
江苏的探索表明，即便在市场化转型背景下，政策层面对确定性的维护，仍是行业信心的基石。对于全国新能源开发，如何在“市场化”与“确定性”之间找到平衡，是政策设计者的核心课题。
江苏分布式光伏的现状，是全国市场转型的缩影，也是独特样本。与山东、河南相似，江苏同样经历了136号文后的投资收缩与户用困境；但与这些省份不同的是，江苏凭借不可替代的消纳基础与绿电需求，在寒冬中保持了相对的“热度”。
在市场化时代，分布式光伏的竞争力，归根结底取决于两个因素——能否找到真实的用电负荷，能否满足真实的绿电需求。这不仅是江苏的启示，也是全国新能源开发的方向。
来源：光伏们
