曾几何时，在2025年6月1日前并网的光伏电站，被视作拥有20年稳定电价的“现金奶牛”，是投资者眼中最安全的资产之一。然而，随着2026年初各省“136号文”实施细则的全面落地和首月结算数据的公布，这个美好的想象正被残酷的现实击碎。政策承诺的“机制保障”并非坚不可摧，部分项目的实际上网电价较燃煤基准价暴跌超过97%。一场席卷所有存量光伏项目的市场化风暴已经来临，过去的“安全区”正在迅速收缩。
01 政策“安全垫”变“紧箍咒”：电量与电价的双重挤压
2025年发布的“136号文”为存量光伏项目设置了一个名为“新能源可持续发展价格结算机制”的过渡安排。但这张“安全网”的网眼正在变得越来越大。首先，保障电量大幅缩水。除了扶贫、户用等特定项目，多数省份对工商业分布式、尤其是集中式电站的“机制电量”比例设置了严格上限。例如，湖北规定集中式存量项目机制电量比例不得超过12.5%，这意味着超87.5%的电量需直面市场竞价；河北南网集中式项目上限为40%；宁夏对2024年6月后投产的项目，比例仅为10%；辽宁更是直接将集中式存量项目的机制电量比例定为0%，全量推向市场。
其次，保障电价也在下调。政策规定机制电价“不高于当地煤电基准价”，而多个省份的执行价已低于基准价。湖北的机制电价为0.3786元/千瓦时，较当地煤电基准价0.4261元/千瓦时下降了11.15%；广西、四川、陕西、重庆的降幅也分别达到8.20%、6.51%、5.78%和5.50%。对于投资回收期漫长的光伏项目，每1%的电价降幅都意味着收益的显著侵蚀。
02 理论风险照进现实：一纸电费单背后的“归零”陷阱
政策的理论风险，在真实的电费账单中变成了冰冷的数字。以全国首个新能源全量入市结算的山东省为例，2026年1月多个存量分布式光伏项目的结算数据令人心惊。尽管它们执行相同的0.3949元/千瓦时的机制电价上限，但最终折合度电收益却天差地别。其中一个项目C，上网电量6315千瓦时，最终电费收益仅81.9元，折合度电价格低至0.013元，较燃煤基准价暴跌约97%。
究其根源，在于复杂的“差价结算”规则。根据山东细则，月度机制电量的计算需扣除项目自发自用电量。对于自用电比例极高的工商业项目，其极少的余电上网量在公式计算后，月度机制电量可能直接归零，从而完全无法享受机制电价的保护，全部上网电量只能按波动剧烈的现货市场价格结算。当市场出现低电价甚至负电价时，极端低价便随之而来。这揭示了一个残酷事实：名义上的保障比例，并不等于实际能享受到的保障。
03 从“政策温床”到“市场丛林”：生存法则已然改写
这场变革宣告了光伏行业依赖固定补贴或电价的旧时代彻底终结。过去的安全感源于政策的“兜底”，而未来的生存则取决于项目的“市场力”。对于存量项目的业主而言，挑战是双重的。一方面，需要深刻理解并适应各省份差异化的复杂市场规则、结算公式和交易机制，避免因规则盲区导致收益“隐形蒸发”。
另一方面，必须主动提升项目的市场竞争力。这包括优化发电与用电的匹配度，提高自发自用比例；探索与储能结合，参与电网调峰等辅助服务获取收益；或通过专业的交易策略，在电力市场中规避风险、捕捉价差机会。对于整个行业，这意味着投资逻辑的根本性重塑。新项目的选址、设计、技术选型和商业模式，都必须将未来的电力市场环境作为核心考量因素。
“136号文”的全面实施，不是存量光伏项目的终点，而是一场深刻洗牌的起点。它撕下了政策温床的标签，将每一个电站都推向了市场化竞争的擂台。电价暴跌97%的极端案例，如同一记警钟，提醒所有从业者：在电力市场化的大潮中，没有一成不变的“安全区”。唯有从“躺着赚钱”转向“跑着竞争”，真正读懂规则、拥抱市场、提升运营，才能在未来的能源格局中守住价值，甚至开拓新的增长空间。
