2025年，136号文落地、分布式光伏管理办法修订、分时电价调整、电力市场规则大变等政策密集出台，叠加限电加剧、电价下滑等市场压力，新能源行业已显露动荡迹象。

进入2026年，这些影响短期内难以消退，将随着政策深化落地、市场竞争加剧等进一步发酵。新能源电站投资，尤其是光伏面临多重制约，叠加土地使用税催缴等新增成本压力，新能源电站投资逻辑持续重构，2026年光伏行业或将迎来持续5年高速增长后最为艰难的一年。

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136号文影响落地，多省份光伏投资暂停

136号文的影响将会在2026年进一步显现出来，事实上，随着2025年增量新能源项目竞价工作的完成，在以山东、甘肃、宁夏、新疆等为代表的低机制电价/高限电省份，光伏电站投资暂停的情况比比皆是。

此前，光伏們调研了解到，在首批机制电价结果公示之后，山东有将近2GW的光伏项目指标计划放弃或者暂缓推进;有知情人透露道，目前宁夏区域已经停止开发建设大型光伏电站项目，“电价不保障、现货交易价格低、接入红区范围越来越大，企业基本没有利润可谈”;而甘肃的低机制电价、低现货价格以及高限电，也大幅劝退了新能源的投资积极性，类似的省份还有湖北、新疆等地。

实际上，受136号文电价影响计划放弃建设指标的并不止光伏，光伏們了解到，河北某风电项目由于风资源受限，叠加机制电价的影响，也在计划放弃此前获得的风电指标。“首年利用小时数不到2000的风电项目，经济帐也很难算下来”。

总结来看，不保量、不保价已经成为新能源投资的常态。一方面，投资企业寄希望于机制电价可以托底电站投资收益，但现实却更为骨感，机制电价、机制比例、市场化交易价格组成了2026年新能源电价测算的三驾马车。

但一方面，136号文明确增量项目机制电量比例需结合消纳责任权重动态调整，2025年山东、安徽等省80%-85%的机制比例已被定为“峰值”，部分省份机制比例跌破50%，意味着越来越多的电量需通过市场化交易变现。

而市场化交易的电价压力已逐步显现。随着2025年将近3亿千瓦光伏装机投产，光伏市场交易电价预计持续走低，导致项目收益“底线”不断下探。从现货市场看，2025年山东等省份现货电价持续维持在最低位，2026年随着各省现货市场的加速推进，这一形势或将进一步蔓延;

从中长期市场看，多省份2026年年度交易电价以分时签约为导向，光伏电价大降。以江苏为例，2026年江苏省内电力市场年度交易加权均价344.19元/兆瓦时，降幅16.5%。其中，光伏、风电成交价格以及电量均出现了大幅下降，光伏320.28元/兆瓦时，降幅21.4%。

分布式光伏市场“萎靡”难判

对分布式光伏而言，136号文的出台、分布式管理办法叠加分时电价的调整，带来了几乎颠覆性的影响，以全额上网为“重灾区”——户用市场基本暂停、工商业光伏规模骤降、单体容量越来越小。

与此同时，存量分布式光伏项目收益模型也迎来了挑战。一方面，各省136号文对于衔接既有政策的规定，在执行层面差异较大。譬如，内蒙作为今年唯一确定没有机制电量的省份，不少户用光伏业主反映，其在531前并网的户用光伏电站被迫全部入市，不少月份结算电价仅0.1元/度出头，“20年都不一定能回的了本”。

另一方面，分时电价的调整也更直接的影响到存量分布式光伏项目收益，开弦新能源总经理李月介绍，此前按照折扣电价(如7-8折)签约的项目，折后电价降低0.15-0.3元/度，全投资收益率下降2%-6%，部分项目(如湖北、江苏)收益率从8%-10%降至4%-5%，甚至面临还本付息压力。

多重bug叠加下的分布式光伏投资愈发艰难，但在各省机制电价出台之后，不少企业正重新酝酿2026年的新计划——在机制电价较高、消纳条件较好的区域，全额上网的分布式光伏项目，包括户用与工商业光伏，正酝酿重新启动。

但前景并不乐观，消纳红区增多、限电比例与范围扩大、电力市场下光伏电价持续下降、午间电价愈发便宜……分布式光伏的“上网”之路越来越难走，在此背景下，绿电直连、源网荷储、零碳园区、虚拟电厂等创新的商业模式层出不穷，也成为分布式光伏投资企业下一步探索的方向之一。

多重成本与市场压力叠加：新能源投资“雪上加霜”

除政策因素外，2026年新能源投资还将面临限电比例攀升、土地使用税催缴、交易电价持续下跌等多重压力，进一步压缩盈利空间，抑制投资意愿。

从官方数据来看，2025年前10个月，蒙西、陕西、甘肃、青海、新疆等多省新能源限电率已跌破90%;但各场站实际统计的限电比例远不止如此，光伏們了解到，2025年限电在10%以下的省份占比不足30%，山东、江苏、湖南、广西、云南等省份部分项目限电率大幅攀升。随着2025年新增装机集中投产，电网消纳压力将进一步加大，场站统计口径的平均限电率可能会突破20%，部分地区将达到30%以上。

限电直接导致项目发电量不足，投资回报期大幅延长，部分项目将陷入“发电越多、亏损越多”的困境。

此外，2025年底以来，新疆、辽宁、湖北等省份要求按全面积征收光伏用地两税，存量项目面临破产风险，待建项目基本都再无继续建设的可能，进一步加剧了新能源电站的运营成本。

以新疆部分地区为例，“2023年拟按照3元/㎡的标准全面积征收，但经过多个投资商的数轮反馈与协商，最终的征收标准定在了0.6元/㎡，即便如此，如果按250亩/10MW的标准计算，那也意味着1万/MW/年的额外成本支出，拉长到20年的发电周期来看就是0.2元/瓦的成本增加，项目基本已经处于亏损边缘，叠加136号文的影响，后续的项目完全做不了，其他投资商已经退了不少的光伏指标了。”

综合来看，2026年新能源行业将面临政策收紧、市场恶化、成本上升的三重挤压。136号文深化导致收益不确定性增加，分布式管理办法抬高合规门槛，分时电价调整压缩盈利空间，限电、土地税、低电价进一步侵蚀利润。这些因素相互叠加，或将进一步抑制光伏电站的投资意愿。

对行业而言，2026年不仅是新增装机的“寒冬”，更是行业格局重塑的“阵痛期”——中小开发商可能因资金链断裂、项目亏损退出市场;头部企业也将收缩投资规模，聚焦高收益区域与精细化运营。

从政策到市场，从成本到收益，新能源行业的传统发展逻辑已全面重构，2026年或将成为新能源发展历程中最为艰难的一年，也将倒逼行业从规模扩张向质量竞争加速转型。