2025年1月，国家发改委与能源局联合印发136号文，核心是一句话：新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价由市场交易形成。这意味着光伏、风电告别了长达数年的「保量保价」政策兜底，必须像火电一样自负盈亏。文章中以江苏为样本，揭示了新政落地后分布式光伏行业的剧烈反应：央企退场、项目终止、融资收紧。这不是一次温和调整，而是中国新能源从政策驱动走向市场驱动的制度分水岭。

光伏发电的天然特性是「午间高发、夜间归零」，而工商业用电高峰在早晚，午间反而是低谷。136号文前，这种错配由电网兜底价覆盖；入市后，供需直接决定电价。2024年山东某光伏电站午间上网电价一度跌至0.03元/度，接近「发一度亏一度」。江苏则通过增设午间谷时段，将白天电价从0.8-0.9元/度压至0.4-0.5元/度。这就是分布式光伏收益崩塌的物理根源——不是政策恶意，而是曲线不匹配。

文章聚焦江苏的阵痛，浙江的落地方案则提供了另一种叙事。浙江2026年1月1日起全量入市，但对存量项目保留0.4153元/千瓦时的机制电价，实行「多退少补」差价结算。一张10kW分布式光伏的1月电费账单显示：市场均价0.348元/度，机制差价补至0.4153元/度，月收益同比仅微降。问题的关键是：这个「安全锚」只覆盖存量项目，增量项目机制电价需竞价形成——甘肃2027年上半年光伏竞价已触达上限0.2447元/度，比浙江的存量锚低了41%。同一场改革，存量和增量完全两个世界。

文章提到分布式开发商转向虚拟电厂，但这条路远非坦途。截至2025年底全国已有470个虚拟电厂项目，最大调节能力超1680万千瓦，然而五成项目尚未实现稳定盈利。核心病灶在于：设计时假设的收益大头是「需求响应补偿」，但中国电网结构复杂、响应触发频次极低；真正能赚钱的电力现货市场交易，对聚合商来说又面临资源调度难、标准不统一等障碍。2025年国家发布357号文明确支持，但盈利拐点要看2027年后电力现货市场在更多省份连续运行时的真实表现。

136号文后，分布式光伏的收益模型从「余电上网也能赚」变成「全靠自发自用」。一个核心问题浮出水面：项目的自发自用率要超过多少，才能维持8%的基准收益率？业内测算认为至少需要60%以上，且光伏出力曲线与用户负荷曲线吻合度超过75%。但对多数工商业用户而言，周末、节假日和夜班的低负荷是硬伤。这个问题直接决定了哪些屋顶能改、哪些不能改——也是行业从「圈屋顶」转向「挑屋顶」的关键标尺。