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　　过去几年，山东是全国分布式光伏最活跃的市场之一。鲁西、鲁中、胶东的村庄屋顶，县域里的安装队，央国企的资产收购，本地代理商的渠道网络，共同撑起了一套庞大的开发体系。很多企业在这一轮屋顶大开发中壮大。分布式光伏由此成为山东能源版图中极具烟火气的一部分。

　　近日，有企业负责人直言，准备暂时收缩山东新增项目，“这笔账已经算不过来”。一些项目已经签了屋顶协议，却迟迟不敢往下推。一些电站完成建设后，卡在并网、通信改造或收益测算环节。更多企业则守着原来的客户、资质和渠道，重新计算一度电究竟还能卖出多少钱。

　　但这并不代表山东分布式光伏失去了前景。恰恰相反，山东的用电体量、制造业基础和新能源装机规模，仍然决定了它会是全国最重要的分布式市场之一。但过去那种靠快速圈占屋顶资源、不断压缩组件和施工成本的开发方式，已经很难继续支撑企业的项目收益。

　　它们必须面对当下的问题，电发出来以后，谁来用，什么时候用，以什么价格用。

　　合同签妥，组件铺设，逆变器上墙。屋顶已有电站，账面仍无收益。并网迟迟落不下去，农户租金、施工尾款和企业发电收入，都卡在这个节点。

　　调研中，一家头部户用光伏企业人士提到，山东今年以来对分布式项目提出“一发双收”相关通信要求，一批已经建成的户用电站因逆变器通信功能没有完全适配，暂时不能并网。据其介绍，仅该企业在山东就有近3000户电站、数十兆瓦项目受到影响。

　　按照受访企业的解释，山东要求部分分布式光伏项目的逆变器数据同时传向两端：一端进入电网调度侧，一端进入企业自身平台。这个要求目的是让分布式光伏可观、可测、可调、可控。随着县域屋顶电站越来越多，电网需要更及时地掌握这些小电源的运行状态。

　　问题出在适配环节。不同逆变器厂家的接口、协议和数据采集器并不完全一致，“一发双收”需要厂家研发、联调和现场验收。对已经完成安装的项目来说，通信功能没有接上，电站就会卡在并网前。政策要求看上去只是多了一道技术门槛，但落到实际项目中就会直接影响农户租金支付、施工尾款结算和企业发电收入确认。

　　并网端的停滞，是山东分布式光伏此轮震荡中最容易被看见的一幕。更早发生的变化，匿藏在企业的收益测算里。

　　过去，山东户用光伏的生意大体有章可循。企业租用农户屋顶，按板数或容量给农户支付收益，前端由代理商进村谈合同，施工队完成安装，后端再对接资方和资产接收方。只要电价相对稳定，租金、渠道费、设备成本、施工款和回收周期，都便于计算。屋顶越多，模型越熟，开发速度越快。

　　2025年2月，136号文明确新能源上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成。山东随后在8月出台实施方案和竞价细则，把机制电价、项目分类和市场交易规则落到本地。到2025年底，鲁发改价格〔2025〕904号文进一步明确，自2027年起，户用非自然人分布式光伏项目不再纳入机制电价竞价范围。

　　这三份文件接连落下，户用租赁企业最熟悉的收益测算方式被改写。一个县里成百上千户屋顶，单体容量不大，前端靠代理商逐户谈，后端还要对接资方和资产接收方。长期电价预期收窄后，租金怎么承诺，资产怎么收购，资金怎么回流，都会变得难算。

　　受访企业人士说，市场化方向可以接受，问题是需要适应期。企业最担心的，是2027年以后户用非自然人项目没有机制电价，正常市场化交易价格又无法提前判断。光伏出力集中在白天，低价时段压力本就明显。若未来进入现货或其他市场交易，价格可能低到几分钱，甚至出现负价。

　　这种担心并非只来自户用企业。一家地方能源平台人士在调研中也提到，分布式光伏聚合后作为发电侧资源参与交易，山东中午光伏电价可能很低，几分钱、负价都有可能出现。

　　山东是分布式光伏大省。过去几年，户用屋顶和工商业屋顶快速铺开，装机规模持续抬升。光伏发电的特点也很清楚，白天集中出力，中午供给集中释放，遇到用电低谷，电价下行和消纳压力很快显现。对电网来说，这些散落在县域台区里的电站，不能长期只作为“能发电”的资产存在。它们需要被看见、被计量、被预测，也需要在必要时参与调节。

　　136号文之后，新能源全面入市的方向进一步明确。山东随后的政策安排，无论是机制电价竞价、项目分类，还是“四可”“一发双收”等技术要求，实际都围绕同一个问题展开，把越来越多的分布式电源纳入电力系统运行秩序。

　　过去的分布式发展，更多依赖屋顶资源、并网规模和相对稳定的结算价格。现在，政策希望项目从一开始就考虑消纳能力、调节能力和市场价格。

　　山东分布式装机越多，系统越需要知道每一个分散电源的运行状态；白天集中上网越多，市场越需要用价格反映真实供需；企业投资越依赖长期收益，机制越需要把补偿范围和市场边界划清楚。

　　一线企业承受的压力，来自政策节奏与项目周期之间的错位。已经签下的屋顶协议、已经投入的设备、已经形成的施工结算和农户收益安排，很难在几个月内全部重算。尤其是“一发双收”这类技术要求，涉及厂家研发、通信协议、系统联调和现场验收，企业不可能只靠调整合同就完成适配。

　　4月24日的修订稿，正是在这种背景下出现的。2026年4月24日，山东省发改委又下发《关于征求〈山东省新能源机制电价竞价实施细则（修订稿）〉等两项实施细则意见的函》。这份修订稿主要围绕2026年度机制电价竞价的执行问题，对项目范围、竞价分类、技术要求、代理参与等内容作出进一步细化。

　　其中，与户用非自然人项目关系最直接的一条，是对“一发双收”暂未实现项目的容缺安排。修订稿提出，2026年6月1日前，户用非自然人光伏主体已经建设完成并经电网企业验收通过，但因逆变器通信“一发双收”功能尚未实现、暂时无法投运的项目，可以容缺参加2026年度机制电价竞价。

　　这条规定相当于给前期已经投入的项目留下过渡空间。它针对的是已经建成、已经验收，只差通信功能没有完全接上的项目，避免这些项目因为技术适配时间差，直接错过2026年机制电价竞价。

　　同时，修订稿也继续划清增量项目边界。文件明确，源网荷储、绿电直连等新能源就近消纳项目中的风电、光伏发电，一般工商业光伏、大型工商业分布式光伏，以及2026年6月1日及以后投产的户用非自然人光伏，不再纳入机制电价执行范围。

　　在调研中，一家地方新能源服务商反复提到售电资质。资质已经办下来，业务却不敢贸然铺开。

　　过去做工商业光伏，企业主要看屋顶面积、用电量和电价折扣。现在余电上网价格波动加大，售电、储能、负荷管理都要一起算。资质只是入场券，真正难的是操盘。没有现货交易经验，没有后台系统，也没有足够多的稳定负荷，贸然进入市场，只是把原来不确定的电价，换成另一种不确定的经营风险。

　　这家企业的尝试，代表了山东一批中小服务商的转向。户用市场收缩后，它们把注意力转向工商业、商铺、园区、充电桩和储能。有企业尝试承包园区变压器，把低压侧用电、电网购电和余电收益合并管理。有企业在自有项目里加装储能，用白天光伏余电充电，夜间再供给用户。还有企业把充电桩负荷纳入测算，希望用更稳定的用电需求托住光伏收益。

　　以前做分布式，企业争的是屋顶。现在留在山东的企业，开始寻找负荷。屋顶只决定电从哪里来，负荷才决定电往哪里去。一位受访企业人士提到，工商业仍然可以做，但要找用电量大的企业，结合分时电价和综合用能去谈。售电、充电桩、小型工商业产品，也都成了转型选项。

　　地方能源平台的判断更进一步。相关人士认为，单纯光伏，或者简单的光伏加储能，都已经不够。未来需要围绕企业形成以电为核心的综合能源方案，把光伏、储能、虚拟电厂、冷、热、充电负荷等放在一起测算。光伏低价时段出力，可以通过储能、蓄冷、充电等方式吸收。高价时段，再通过负荷调节和能源释放减少外购电。

　　虚拟电厂不是平台页面上的几个曲线。它要懂现货价格，要能协调用户，还要知道用户什么时候能多用电，什么时候能少用电。前述地方能源平台曾参与山东负荷类现货交易试点。相关人士坦言，分布式光伏聚合后作为发电侧资源参与交易，价格可能很低，储能虽是较好的调节资源，但单靠价差测算，也未必覆盖成本。

　　部分企业开始把目光投向海外市场。调研中有企业提到，国内户用合作开发模式若继续受限，可以尝试在东南亚、非洲等电价较高、离网需求较强的市场复制部分经验，做别墅光伏、离网系统或全款项目。也有代理商已经前往海外试水。

　　公开资料也显示，山东省工业设备安装集团这类本地工程企业，早已不只在省内寻找项目。该公司官网工程案例中列有菲律宾、印尼等海外发电工程，集团还设置海外事业部，并提出在欧洲、中东、非洲、南美等区域建立业务支点。

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