“今年1月27日，报送机制电量比例前一日，团队还在反复测算推演。纳入机制可稳定预期收益，但失去绿电属性；不纳入虽保有绿电属性，却要直面市场波动。最终，我们定调从服务用户角度出发，决定扬州50兆瓦风电项目选择保留绿电属性、放弃大部分机制电价比例。”近期，记者前往江苏实地调研新能源发展现状，苏州中鑫新能源董事长、总经理。

蔡剑俊向记者回忆了当时的决策过程。蔡剑俊提及的机制电价，源于2025年初国家发展改革委、国家能源局印发的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）。文件搭建起“新能源全面入市+差价托底”体系，新能源正式告别保障性收购“襁褓”，其中，差价托底采用“多退少补”模式，机制电价、电量、执行期限等核心规则交由各地自主制定。记者选择江苏开展实地调研是因为，截至2025年，江苏分布式光伏装机达6401.3万千瓦，形成“分散资源集中开发”的趋势；同时江苏作为经济强省，市场主体商业敏感度较高，企业一线反馈可直观反映新能源入市后的真实业态。

蔡剑俊表示，事后交易结果证明保留绿电属性的选择是正确的，在保障了用户绿电供应的同时，项目收益也超出了行业最初的预期。“没有136号文放开市场，光伏行业就不会有这么多的‘玩法’，虚拟电厂、聚合交易等这些交易方式在固定电价时代都无从谈起。如果把电力市场化视作风险，消极避市在行业竞争中就如同‘裸奔’；主动参与交易、深耕市场，才能积累竞争优势。”

记者在采访中发现，蔡剑俊的主动应变并非个例。面对全新的电力交易规则，江苏光伏行业产业链主动求变，从“草莽生长的时代”正式迈向“精耕细作的阶段”。

江苏之变：从“能装就装”到“理性投资”

136号文落地江苏后，江苏分布式光伏行业已出现一系列“看得见”的变化，一张一弛间，产业生态悄然重塑。

一“张”的是投资理性，企业不再盲目追逐装机规模，每一个项目都需经过精细测算、审慎取舍。

“过去在保障性收购时代，电价20年锁定，电网公司按照0.391元/千瓦时的固定价格统一兜底收购。新能源入市前，分布式光伏发展的扩张速度由资本热度驱动，不管懂不懂电力行业、有没有运维技术经验，大批资本一窝蜂跨界淘金。不少开发企业拿到屋顶租赁协议便上马建设，事前没有细致核算收益率，也不评估局部电网接入承载力，只追求快速建成并网，后续运维自然也跟不上。”江苏省可再生能源行业协会业内人士姜华（化名）向记者描述了当时抢占新能源资源的场景。

136号文落地后，光伏“旱涝保收”的时代正式终结，行业必须直面电价波动、供需变化带来的竞争。2025年11月，《江苏省深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展实施方案》（以下简称“《方案》”）对存量项目、增量项目的机制电价、机制电量和执行期限进行了分类，同时完善中长期、现货、辅助服务等交易体系。

过去，拿到资源就能盈利的收益预期，让不少市场主体抱着“能装就装”的心态跑马圈地。而市场化改革彻底打破了“躺赚”的路径，越来越多的市场主体意识到，光伏投资早已告别了“捡到篮子都是菜”的阶段，倒逼全行业建立起全新的投资评估体系。

记者在走访中了解到，今年江苏本地大多数光伏开发企业都调整了投资评审标准，除了初始投资成本、发电量等传统指标，还要额外测算绿电交易溢价、辅助服务收益、不同电价机制下的收益空间，不达内部收益率标准的项目直接暂缓开发。

2025年，江苏分布式光伏一季度装机增速同比回落近30%，外界普遍将这一变化简单归咎于新政落地带来的冲击，但事实并非如此。“过去是‘能装就装’，现在是‘精挑细选’，叠加去年抢装、出口退税调整、组件涨价等多重因素影响，现在各方放慢投资节奏，属于理性回归。从‘拼规模’到‘拼质量’的投资转向，成为江苏光伏市场的鲜明特征。”蔡剑俊表示。

放眼“十四五”时期，江苏分布式光伏装机由不足800万千瓦增至6220万千瓦以上，年均增量超千万千瓦，占全省光伏总装机七成有余。优质屋顶资源基本开发完毕，新增空间持续压缩。资源存量见顶后，再沿用过往高增长预期衡量行业发展并不现实；早年非理性扩张落地的项目，若仍抱着“旱涝保收”的收益预期，显然也行不通。

一“弛”的是市场活力，绿电交易、虚拟电厂、碳资产等多元新业态充分释放增长空间。

新能源入市，倒逼虚拟电厂从“补贴驱动”向“市场驱动”转型。《方案》明确，2026年1月1日起，全省新能源项目可报量报价直接参与市场交易，也可聚合后参与市场交易，未直接或聚合参与市场交易的，默认接受市场形成的价格。江苏林洋智维技术有限公司交易事业部部长王康表示：“新能源全面入市，改变了江苏虚拟电厂的商业模式，以前虚拟电厂更多是配合电网削峰填谷、拿补贴，现在作为独立市场主体，可自主报价、竞争交易、承担偏差责任，倒逼平台提升预测精度和风控水平，进而从‘负荷管理者’变成‘市场交易主体’。”

江苏是制造业强省，大量出口型企业面临海外碳关税和绿色供应链认证的压力，对绿电的需求日益迫切。国家在绿电直连政策上进一步出台多用户绿电直连政策，将适用范围从“点对点”拓展到“一对多”，为分布式光伏开辟了另一条出路。此外，“整村连片”模式异军突起。面对户用光伏零散开发成本高、管理难、收益不确定的痛点，江苏探索出“整村连片”开发模式——政府统筹、企业统一投资建设、电网量身配套、村民坐享收益。

企业应变：从“躺平赚钱”到“价值竞赛”

改革浪潮之下，行业两大变化清晰可见，一是行业准入与经营门槛持续抬升，二是产业链分工不断细化。内外环境双重变化下，市场主体主动应变。

光伏入市后，摆在企业面前的第一道考题是，如何在市场中“活”下去？

交易能力是第一道“硬门槛”。过去，企业只需建好电站、完成并网发电，就能坐等收益。如今，即便项目可以暂时依托兜底机制电价，不主动参与市场化交易，也只是阶段性的过渡安排；从长远来看，所有分布式光伏都将全面进入电力市场，直面电价的实时波动。这就要求企业要么自建专业的电力交易团队，要么委托售电公司代理参与交易，若不具备相应的交易配套能力，后续只能被动接受市场均价。

对于扬州50兆瓦风电项目选择绿电属性、放弃大部分机制电价比例的决定，中鑫新能源并非一时冲动、临时起意，而是“打了一次有准备的仗”。

蔡剑俊所供职的苏州中鑫新能源有限公司是苏州中方财团控股股份有限公司能源板块的运营主体，是苏州工业园区首家以新能源为主营业务的国有控股企业。中方财团成立于1994年，是苏州工业园区的中方投资主体，是苏州工业园区开发主体中新集团的控股股东，也是苏州工业园区国有第一家股权多元化的专业投资性公司。蔡剑俊的底气之一，得益于企业的人才储备，作为较早布局市场化交易的企业，苏州中鑫新能源搭建起了相对专业的电力交易团队。

然而，现实中大多数分布式光伏企业，尤其是中小开发商，尚不具备这样的能力。“前期行业高速扩张阶段只侧重开发建设，没有储备电力交易相关人员，缺乏主动引育专业人才的意识。去年，高薪聘请交易员成为刚需，既懂电力市场又熟悉新能源特性的复合型人才比较稀缺，薪资水涨船高，进一步挤压了中小企业的利润空间。”姜华说。

技术升级成为“必修课”。苏州一格局数字科技有限公司CEO林阳告诉记者：“136号文在‘沙里淘金’——把不具备技术领先和运营能力弱的粗放型玩家淘汰出局，为真正具备场景深耕、与时俱进的企业腾出发展空间。即便手握数百兆瓦装机规模，若没有聚合行业理解能力、电力交易能力，始终被动接受电价，项目收益完全‘靠天吃饭’。市场化意味着电价不确定性增加，企业需要借助行业认知和场景需求进行交易品种组合，利用AI大数据等创新技术，提升功率预测、负荷预测、电价预测能力，才能在交易中掌握主动权。”

除了前端的交易业务，后端的精细化运维也从过去的“可选项”变成了如今的“必选项”。其中，碳资产开发运营能力已经成为分布式光伏运营商的第二张“入场券”。江苏数千家出口企业面临欧盟碳边境调节机制等绿色贸易壁垒约束，对“可溯源、可核证”的绿电碳资产需求迫切，不少头部运营商已经专门组建碳业务团队，打造属于自己的核心竞争力。

节能成为江苏省分布式企业又一“抢滩点”。不少光伏企业依托分布式光伏扎根工商业用户侧的天然优势，不再只靠发电收益盈利，而是延伸业务链条，为企业用户提供整厂能效诊断、设备节能改造、用电优化管理等一体化节能服务，打通“光伏+节能”的全链路服务。

姜华预测，新能源入市后，对企业电力交易研判、风险管控、项目测算能力提出更高要求；单一开发模式难以为继，综合运营、交易运维等专业环节逐步独立拆分。此轮行业洗牌之下，大批圈资源赚快钱、无核心实力的中小企业将加速退场。留存企业纷纷主动补齐自身能力短板，产业链分工也愈发精细，从业者各司其职，秉持“没有金刚钻，不揽瓷器活”的经营逻辑，发展质量将显著提升。

政策革新：从“人为指令”到“供需引导”

江苏电力市场化建设尚在初期，诸多配套细则亟待补齐。未来，海量分布式光伏将主要依托虚拟电厂聚合“拼团入市”，在走访过程中，市场主体的各类改进建议，大多聚焦于虚拟电厂。

姜华表示，目前虚拟电厂发展存在几大短板。一是跨区域、多节点聚合规则缺失，单一虚拟电厂大范围聚合分属不同电价节点的分布式资源，统一申报、节点出清逻辑不清晰；二是现行市场规则仍以集中式风电、光伏项目为设计基础，未充分考虑户用分布式光伏“点多面广、单体规模小、收益波动大”等特性，在计量、结算、偏差考核、绿证核发等方面存在障碍；三是聚合商多数据系统割裂，聚合商参与聚合交易需要对接多个独立的系统平台，各系统之间数据不互通，聚合商需向多个平台重复填报基本信息，面临多头审批和系统对接难题。

据了解，欧美虚拟电厂诞生于电力现货市场成熟之后，依靠实时分时电价价差实现自主盈利。我国多数虚拟电厂起步依托计划体制下固定峰谷电价，价差人为划定、不具备长期稳定性，难以支撑行业可持续运营。当前已投运的虚拟电厂普遍依靠各类特殊市场扶持规则参与交易，无法与火电、独立储能等市场主体公平同台竞价；若后续取消差异化优待，容易造成现有项目经济性缩水。

姜华建议，厘清功能定位，纠正实体化认知偏差。明确虚拟电厂是市场化经济组织，不属于电力系统基础物理设施，不纳入电源、储能并列规划体系。各地电力规划聚焦源、网、荷、储实体硬件布局，无需单独规划虚拟电厂建设规模、点位，应依靠市场化价格信号自发驱动行业发展。系统可靠性、容量补偿机制仅面向储能、可中断负荷等实体调节资源设计，不将虚拟电厂整体纳入容量补偿范围，不要求其具备传统实体电厂同等稳定出力保障能力。

另有江苏省新能源企业工作人员建议，将电力实时现货市场作为虚拟电厂规模化发展的前置条件，依靠市场化供需形成真实分时电价价差，替代人为设定的计划峰谷电价，为虚拟电厂创造稳定、可持续的盈利空间。现货未落地地区投资虚拟电厂时，需提前测算现货落地后价差收缩带来的收益下滑风险，全面评估项目长期经济性，避免仅参考现有峰谷电价盲目投建。逐步取消虚拟电厂专属特殊交易优待规则，推动其与各类市场主体公平参与现货报价、实时出清。

上述业内人士进一步指出，以市场化机制筛选优质项目，不依靠行政手段强推虚拟电厂建设；平衡技术创新与市场制度建设进度，以完善的现货市场机制支撑新业态发展，引导行业摒弃盲目扩张的虚火，让虚拟电厂深度融入新型电力系统市场化体系，实现可持续价值释放。