顺势求进｜节点电价新格局，分布式光伏如何谋划长远？
发布日期：2026/7/15
136号文正式执行半年，对于光伏行业的显性影响愈发凸显。尽管今年第一季度广东分布式光伏装机仍然以264万千瓦的绝对值领跑全国，但相比于2025年同期，装机下滑将近50%。
在136号文将上网电价从保量保价推向市场化之后，广东率先完成机制电价竞价，2026年7月初，光伏們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对广东分布式光伏市场展开访谈发现，虽然与江苏同样作为目前分布式光伏开发的重点区域、同样是负荷大省，却面临着不尽相同的发展节奏。
机制电价与节点电价共同构成了136号文执行之后广东分布式光伏的电价锚点，但节点电价执行后存量项目收益差快速拉大、部分项目收益压缩严重，投资的不确定性压力正传导至增量投资决策，而政策边界的不确定性——四可改造、涉网试验、税收追缴、补贴退坡——正在进一步加剧行业困境。
节点电价：存量项目收益被压缩
节点电价，是136号文执行后影响广东分布式光伏存量和增量项目投决的核心变量。
“从2025年11月开始执行节点电价后，区域差异明显，低谷电价低于预期，直接影响收益测算与现金流预估。东莞、珠海阻塞严重的节点电价可高达一块多，但也有部分地区出现了负电价，导致电站发电后反而需要向电网补钱”，多家光伏投资平台企业提到了广东省节点电价差距较大的现状。
根据广东省发展改革委、广东省能源局发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革实施方案》（2025年11月1日起执行），广东电力现货市场申报及出清价格下限为-0.05元/千瓦时。
节点电价的差异落在项目投决层面，带来的是存量项目的投资风险，业内相关人士反馈：“节点电价实施前未提前公布模拟价格，行业普遍按统一价格测算，最终收益误判较大，部分落后区域甚至出现合同扯皮的情况。”
节点电价把分布式光伏的投资逻辑从统一价格推向了位置定价。同一技术条件、同一装机容量、同一消纳比例的项目，仅仅因为所在的电网节点不同，收益可能从可行变为不可行。而企业在项目开发阶段并没有获得节点电价的预评估工具，导致存量项目在实际结算中才发现收益不及预期。
136号文之后，基于上述条件，以收益导向的市场反馈逐步显现，一家头部的分布式光伏开发企业对比了不同业态的差异，“工商业光伏投资模型变化较小，户用分布式光伏投资模型变化极大，此前户用可以无脑建站，但受粤东粤西节点价格差异影响，户用项目容错率大幅降低，整体收益下降明显。”
实际上，对于新增项目而言，也在随着电力市场化的推进进入了收益打折的周期，“今年增量光伏项目80%电量纳入机制电价，剩余20%参与市场化交易，前几个月市场化交易平均电价仅0.2元/度左右，整体收益在原有机制的基础上又打了九折。”
另一个分布式光伏投资面临的共性问题是，在分时电价调整下，EMC合同能源管理的电价可能会出现与用户入市电价倒挂的情形，这对于工商业光伏而言，是无休止的纠纷处理与项目收益的持续贬值。
政策边界的不确定性加剧
在存量收益下滑、增量投资保守的背景下，政策执行层面的额外成本和不确定性，正在进一步加剧行业压力。
四可改造是在访谈中多家企业提到的共性问题，“按照规定，存量项目是由电网公司来承担费用，但由于推进进度等问题，若项目未能按期完成改造，可能面临限发风险，所以为避免影响企业收益，目前大部分区域企业不得不先自行承担改造费用”。
从投入产出比来看，越小的项目这一支出占比越高，“四可的执行标准尚未出台，要求户用光伏项目花高额成本做四可改造，将大大削弱项目经济性，尤其是部分户用项目本身单月收益仅数百元，改造投入与项目收益完全不匹配。”
对于中小型分布式光伏而言，涉网试验费用的增加，是另一个纯支出的成本项，“一个几百千瓦的项目改造费用约三四万元；部分城市要求所有存量项目做电网性能报告，一份报告费用约10万元，是一个1兆瓦分布式光伏电站现有价值的10%以上”，某分布式光伏开发企业提到，目前涉网试验报告广东的最新价格为12万元一个点。
可以看到的是，上述提到的这些隐性成本有一个共同特征：它们不是技术成本，且大多发生在项目投产后的运营阶段。
多家企业表示，可以理解相关政策出台的初衷可能是规范市场秩序、保障电网安全，但在缺乏合理成本分担机制的情况下，相关支出主要由发电企业承担，使企业在电价收益受到市场化压缩的同时，还需承担额外的运营成本和政策执行成本，进一步加大了项目收益的不确定性。
不在预期之内的运营阶段支出还包括近两年来光伏行业不断遇到的税收问题，甚至包括部分地市级的补贴等。其中，“三免三减半”的适用争议正广泛地影响着广东的存量光伏项目。某分布式光伏开发企业在交流中谈到，“税务部门认定分布式光伏项目公司无本地社保参保员工，不符合三免三减半政策要求，要求企业补税。单个六七百千瓦的项目，需补缴税款加滞纳金约3.6万元。”并且这并非个案，广东佛山、珠海等地催收力度极强，部分项目被锁税盘无法开票结算。
税收追缴与补贴退坡的共性在于，政策承诺与政策执行之间出现了时间差和解释差。对于投资回报周期长达15年至20年的光伏项目而言，这种政策边界的不确定性，比电价波动更难对冲。
投资审批：央、国企的保守转向
136号文之后，电价不确定性叠加上述提到的种种因素，直接传导到了增量投资决策。
央企国企作为分布式光伏的核心投资力量，其审批模型的调整滞后于政策变化。尽管136号文已经出台一年多了，要求收益模型从保量保价转向市场化交易加机制电价保障，但大多数央国企尚未在这样的市场变化中，找到更加合理、合规的收益测算方式。在节点电价波动大、存量项目实际收益低于预期的情况下，加之部分收益波动和新增成本难以在内部审计和投资评价中充分体现，央国企的内部测算标准被迫进一步收紧，新增项目投资决策趋于谨慎。
一家国有背景的新能源投资企业在调研中提到，当前绝大多数央国企采取保守的应对策略，譬如尽量提高自发自用消纳比例，降低上网电量占比。同时，对上网部分电价采取极保守的测算标准。
在投资收益难以稳定预期的情况下，保守策略成为默认选项——提高自发自用比例、降低上网电价预期、抬高合作方准入门槛。其结果并不简单表现为企业“不愿投资”，而是符合审批标准的项目池在快速收缩，体现在市场上便是装机规模的快速下降。
尽管面临收益测算缩紧、项目成本上升等压力，但在访谈中，大多数企业仍认为，广东的分布式光伏市场仍有持续增长的空间。
一位企业负责人表示“广东作为负荷中心，工商业电价相对较高，消纳条件优于多数省份。虽然一些资源禀赋条件比较好的屋顶已经基本开发殆尽了，但还是有一些相对条件一般的屋顶可供开发，同时，广东出口型企业多，绿电消费需求依然存在。但前提是，政策的边界需要更清晰。节点电价需要给企业提供预评估工具，让投资决策前的收益测算更接近实际；四可改造等合规成本需要有合理的分担机制；税收和补贴政策的执行标准需要统一，避免政策承诺与执行之间的落差。”
面向2026年增量项目的竞价，多家企业提出了两个核心诉求：一是电价水平适当上调，二是机制电量盘子更大一些。绿色和平气候与能源项目经理高雨禾表示，建议广东在现有机制基础上，持续跟踪分布式光伏项目收益变化和市场交易情况，对机制电价和机制电量安排进行动态评估，并根据市场运行情况适度优化相关机制，进一步稳定市场预期和投资信心。
“136号文”推动分布式光伏迈向市场化，是行业发展的必然趋势。市场化并不意味着政策退出，而是要求更加稳定、透明、可预期的制度环境，为市场主体提供清晰的投资预期和长期发展信号。只有让企业将更多精力投入技术创新、商业模式创新和市场拓展，而非持续应对规则变化和收益不确定性，分布式光伏才能真正完成从政策驱动向市场驱动的转型，实现高质量发展。
来源：光伏们
