山东、河南、广西陆续调整了增量工商业分布式光伏的价格支持政策，部分新建项目不再纳入机制电价执行范围，安徽在研究收紧。

一句话概括：装了就有保底收益的时代，结束了。

过去的生意，本质是类固收

先说清楚以前的模式是怎么赚钱的。

工商业分布式光伏的投资方，算的是三笔账：发电量、电价、自用比例。

电价这一项，过去基本是给定的。标杆电价或者机制电价，签下来就是二十年。发电量有气象数据可查，自用比例看业主的生产班次。

三个变量里，两个是稳定的，一个是半稳定的。所以这类项目能做成"类固收"产品，能被银行按较低的资金成本接受。

融资成本低，杠杆就能加，规模就能起。

这套模型跑了十年，靠的不是技术，是那个被政策锁定的电价。

现在三个变量都得自己管

发改价格〔2025〕136 号文定了大方向：新能源上网电量原则上全部进入市场，电价由交易形成。

到了省一级，就是这些正在落地的细则。

政策为什么先拿工商业分布式开刀？文件里其实说了原因：高比例分布式接入配电网后，午间大发时段和工商业用户的负荷曲线存在时空错配，局部网架会出现反向潮流过载、电压越限。

翻成日常话：中午太阳最好的时候，园区自己用不完，电往电网倒送，配变扛不住。这个时段电网不想要你的电，市场价自然就低。

所以机制电价退坡，不完全是财政考量，也有物理约束。配电网的承载能力就那么大。

收益结构变了，风险结构也变了

以前的现金流是：投资 → 二十年固定电价 → 稳定回收。

以后是：投资 → 分时电价 × 自用比例 × 交易策略 → 波动回收。

这不只是收益降了一点，是资产属性变了。类固收变成类运营，估值方式、融资条件、团队能力都要跟着换。

具体说三个变化。

一是自发自用比例变成核心指标。同样的装机，自用 80% 和自用 40%，收益能差一倍。所以选址从"屋顶面积大"变成"负荷曲线匹配"。

二是配储从可选项变成必选项。中午的电存起来，晚上用或者卖，这件事以前算不过账，现在不算就亏。

三是交易能力成了门槛。同一个电站，会不会做分时报价、会不会签中长期，收益差别很大。

需求侧已经能看出反应

晶澳在跟机构交流时说，预计 2027 年国内市场需求略有下滑。它给的两个原因很具体：配网台区并网容量受限，午间电价收益压制工商业分布式节奏。

这两条都是同一件事的两面：电网接不下，价格又不好，投资方自然放慢。

集中式那边也不轻松，项目审批和并网节奏都在放缓。

所以明年的市场结构可能是：总量微降，但结构分化。负荷匹配好的项目照做，纯靠卖电的项目停一停。

谁能在新规则下活

三类主体会有优势。

第一类是有稳定负荷的业主自投。工厂自己用电，消纳比例高，电价波动影响小，这类项目的收益率反而更稳。

第二类是能做聚合的运营商。单个项目小，但把几十个屋顶聚起来参与交易，议价能力和调度空间都不一样。

第三类是做配网侧服务的。台区容量受限是硬约束，谁能帮业主做容量优化、做柔性负荷调节，谁就有议价权。

反过来说，纯粹靠"拿屋顶、找资金、装完就走"的模式，空间会越来越小。

一句话

机制电价退坡不是把分布式光伏打死，是把它的收益来源从政策换成了运营。

过去十年，这个行业比的是谁能拿到更多屋顶。接下来比的，是谁能让每一度电卖在更贵的时段。