曾被视为"屋顶印钞机"的分布式光伏，在136号文落地半年后，正经历一场前所未有的收益雪崩。2025年2月，国家发展改革委、国家能源局联合发布136号文，明确新能源上网电量原则上全部进入电力市场，以2025年6月1日为界对存量、增量项目分类施策。长达十余年的"保量保价"时代就此终结，而行业的应激反应，远比政策文本更猛烈。

01｜增量市场：从跑马圈地到"套路"横行

增量端的混乱，首先爆发在优质屋顶资源的争夺上。在部分区域，一些开发商先用明显低于市场水平的固定电价吸引业主签约，完成备案锁定项目后，再以组件涨价、施工成本上升等理由要求提价；业主若不同意，项目方便无限期拖延工期。由于备案已被占据，业主难以引入新投资商，解约时还可能被索要动辄四五万元的前期赔偿。

更深的隐忧在平台商环节。华东区域单块组件渠道费至今仍维持在千元以上，部分平台商为压降成本倾向采用大板型组件，但近两年大板型组件的玻璃并未随尺寸同步增厚，反而呈减薄趋势，导致组件中部塌陷，多个项目不得不额外铺设支撑硬件——以安全换成本的玩法，为长期运行埋下隐患。

02｜存量市场：从3家亏损到近90家亏损的悬崖

存量端的冲击更为直观。锦浪科技2026年7月发布的公告显示，其打包出售135家全资项目子公司、合计482.72MW光伏电站，总价24.82亿元。真正引发行业震动的，是公告披露的财务数据：2025年这135家公司中仅3家亏损；而到了2026年2月底，近90家净利润为负。

短短一个政策周期，盈利结构彻底逆转。在广东，节点电价机制下不同区位收益剧烈分化，东莞、珠海等阻塞严重节点电价可高达一块多，部分地区则出现负电价，电站发电后反而要向电网补钱。与此同时，《分布式光伏发电开发建设管理办法》要求的"四可"改造，以及部分城市高达10万元一份的涉网试验报告，让1兆瓦电站的纯支出成本占到现有价值的10%以上。

03｜资金端收紧，行业进入重估期

电价波动叠加刚性支出，最深远的影响传导到了资金端。据国家能源局统计，2026年一季度全国分布式光伏新增并网量同比下降约41%；央企分布式光伏项目收益率从7%以上回落至6.5%左右，部分企业资本金内部收益率已难以满足7%的投资红线。华电、华能、国家电投等发起的多项电费回收服务招标，侧面印证了即便是央国企，也在为"怎么把钱收回来"而苦恼。

当可研测算与20年运营实际回报的落差逐渐显性化，金融机构开始收紧对分布式光伏的贷款评审。行业集体"瘦身"——晶科科技、正泰安能、锦浪科技等纷纷剥离电站资产回血，2024年全行业光伏资产转让规模已超过27GW。

136号文掀开的，不只是电价形成机制的变革，更是整个分布式光伏商业逻辑的重构。当"固定电价+行政保障"的底层代码被改写，行业必须从"拼资源、拼抢装"切换到"拼消纳、拼运营、拼交易"的新赛道。阵痛期或许还将持续，但那些能在市场化电价中跑通新模型的玩家，才会真正拥有下一个十年。