7月10日，国家能源集团公布3个光伏电站EPC招标项目终止招标，总规模达352MW，包括山东利津600MW光伏项目的四场区（81MW）、五场区（171MW），以及江苏南通10万千瓦户用分布式光伏项目。
公告明确，终止原因与“国家新能源政策影响”“新能源项目全面入市影响”直接相关，其中江苏南通项目还特别提及受《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，简称“136号文”）及集团收益要求调整影响。
政策驱动下的项目终止潮
自2025年6月1日起，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，标志着光伏发电告别固定上网电价时代。这一变化源于2月发布的“136号文”，直接冲击了光伏项目的投资决策和收益模型，导致多地项目因无法满足收益要求、政策调整等原因终止。
6月17日，武川县盛泰新能源科技有限公司500兆瓦光伏复合（农光互补）项目EPC终止公告发布，公告提及“政策等多种原因影响”，成为6月政策影响下项目终止的典型案例。
5月至此前数月，已有多个分布式光伏项目因政策调整、并网时限、电网及电价政策变化等原因终止，涉及中阁新能源、国家能源集团、南方电网、港能、广州发展等多家企业。
5月9日，山西应县44.67MWp屋顶分布式光伏发电项目EPC总承包终止，原因是“项目发生重大变更”。
5月，陕西省西安市三个分布式光伏项目（总规模60MW）因政策原因终止，分别为瑞丰启10兆瓦屋顶光伏发电项目、东颉雷科20兆瓦屋顶光伏发电项目、白水30兆瓦屋顶光伏发电项目，均由烟台中阁新能源有限公司控股企业投资。
4月17日，港能(镇雄)新能源有限责任公司300MW分布式光伏EPC项目因国家政策对分布式光伏建设调整，导致招标人与中标人无法按原约定签订合同，双方协商一致终止合作。
4月9日，广州发展5.98MW分布式项目因无法在5月1日前并网而终止。
3月27日，国家能源集团12.68795MW光伏项目因“最新电网政策和电价政策影响”终止。
2月26日，南方电网9.2MW分布式项目因政策对并网模式产生重大影响而终止。
“136号文”等政策的深层影响
“136号文”作为新能源电价市场化改革的核心政策，其影响远超项目终止，而是从根本上重构了光伏行业的投资逻辑：
1.收益确定性下降：固定上网电价时代，项目收益可通过“度电补贴+标杆电价”稳定测算；而市场化交易下，电价受供需、时段、电网消纳能力等多重因素影响，波动性显著增加。例如，江苏南通10万千瓦户用项目因“无法满足集团收益要求”终止，直接反映出企业对电价不确定性的谨慎态度。
2.项目门槛提高：政策要求新能源全面入市后，企业需更注重项目的区位优势（如靠近负荷中心、消纳条件好）、成本控制能力（如组件、建设成本）及市场化运营能力（如参与电力交易的经验）。部分规模小、成本高或消纳条件差的项目因难以适应新要求而被淘汰。
3.电网与并网规则收紧：配套政策对新能源并网提出更高要求，如“全额消纳责任”“调峰能力匹配”等。国家能源集团12.7MW项目因“最新电网政策”终止，广州发展5.98MW项目因并网时限未达标终止，均体现了电网政策调整对项目推进的硬性约束。
4.分布式与集中式分化加剧：分布式光伏因靠近用户侧，理论上更易参与市场化交易，但“136号文”对分布式项目的电价形成机制、并网模式等细节调整，导致港能300MW、南方电网9.2MW等分布式项目因规则不适应而终止；集中式项目则受跨区消纳、输电成本等影响更大。
这些项目的集中终止，反映出新能源电价市场化改革背景下，光伏行业正经历从依赖固定电价到适应市场交易的转型阵痛，企业对项目收益的评估更趋严格，政策调整成为影响项目推进的关键变量。