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光伏电站已变成一项考验运营和市场判断能力的投资标的
文|《财经》研究员 马铭泽
编辑 | 黄凯茜
在发电价格全面市场化的冲击之下，光伏发电投资在过去一年踩了刹车。
而在过去五年，中国光伏发电曾经历了前所未有的扩张。2020年至2025年，全国光伏年度新增装机量由4820万千瓦增至3.17亿千瓦，扩大至约6.6倍；累计装机扩大超过4倍至12亿千瓦。电力央企和地方国企向西北和东北的大型集中式光伏电站投入资金；在中东部地区，民营开发商和设备企业则深入工厂、物流园区和农村屋顶，推动工商业及户用分布式光伏扩张。
国家能源局数据显示，2026年上半年，全国新增光伏装机7207万千瓦，同比下降66%。其中，新增集中式电站和分布式光伏分别为2955万千瓦和4222万千瓦，与2025年同期分别下降七成和六成。
2025年6月1日起正式生效、近一年里被业内反复提及的由国家发展改革委、国家能源局发布的《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》（业内简称“136号文”）是政策的分水岭，此后所有建成的光伏和风电项目电价，绝大部分由市场竞争决定。而在此之前，投资者只要大致锁定建设成本、发电利用小时和融资利率，便能在开工前测算出较为稳定的内部收益率。建完便能“躺着赚钱”，投资方和业主的收益不需要根据实时电力供需和分时价格“看天吃饭”。
由于市场化竞价，电价收益难保，央国企放缓投资；中小型电站业主放弃增量市场，转向自发自用比例更高的项目，尽可能减少上网电量，同时布局绿电交易、虚拟电厂、零碳园区等新收益模式。在全面市场化的新环境下，光伏电站逐渐变成一项考验运营能力和市场判断能力的投资品。
固定电价退场，光伏收益重新定价
光伏电站的收益机制经历多轮改革，逐步由固定电价转向由供需市场形成价格。
中央财政补贴自2021年起彻底退出新备案的集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目，上网电价原则上按照当地燃煤发电基准价执行，也可自愿参与市场交易。
对全额上网项目而言，燃煤基准价提供了相对稳定的收入；对自发自用、余电上网项目而言，收益主要来自替代工商业购电形成的电费节省，以及余电上网收入。光伏电站投资者据此测算发电小时数得出收益，电价通常是相对确定的变量。
2025年2月，“136号文”推动新能源上网电量原则上全面进入电力市场，由市场形成电价，并建立新能源可持续发展价格结算机制。这意味着，过去依赖相对稳定上网电价的光伏电站，开始直面市场价格波动。
对于2025年6月1日前投产的存量项目，机制电价按照原有政策执行，但不高于当地煤电基准价；此后投产的增量项目，则由各省确定机制电量规模，并通过竞价形成具有“托底”性质的机制电价。光伏项目需先按市场价格卖电，市场交易均价低于机制电价时获得差额补偿，高于机制电价时返还差额。
截至2026年7月，中国各省均已完成2025至2026年度机制电价竞价，覆盖2025年6月1日至2026年12月31日期间投产的项目，其中四个省份已完成2027年上半年项目竞价。彭博新能源财经（BNEF）最新估算，2025至2026年度中标光伏装机约1.01亿千瓦，仅占全部光伏项目装机约20%。
未纳入机制电量的光伏项目需要直接承受市场价格的波动。每天从天一亮，光伏开始发电，实时现货价格曲线就开始下探，并且通常在阳光最盛的中午时段，大量的光伏出力压低同一时段的实时价格，尤其在装机集中、用电负荷和外送能力较弱的地方，光伏项目的实际结算电价下降更快，也更容易受到市场波动影响。BNEF估算，光伏的实际市场电价，比机制电价平均低127元/兆瓦时（0.127元/千瓦时）。
不同地区的机制电价竞价结果差异明显。上海2025年度增量项目机制电价为0.4155元/千瓦时，甘肃两批竞价结果均为0.1954元/千瓦时，前者是后者的两倍以上。两者的项目结构和竞价规则并不完全相同，但价格差距反映出负荷、消纳和新能源供给条件已经成为决定电站价值的重要变量。
BNEF将省级市场概括为四类：上海、江苏等用电负荷集中地区属于需求驱动型市场，本地消纳能力较强；四川、云南等水电丰富地区受丰枯水期和水风光协同影响较大；山东、河北、山西等处于新能源快速扩张和市场规则调整期；甘肃、新疆、青海、宁夏等资源富集地区，则更容易受到本地负荷不足和外送约束。
随着新能源全面入市交易，对于投资者而言，除了争取到机制电价，更重要的是寻找稳定的绿电需求和长期购电方。围绕这一变化，政策重点也开始转向促进消纳。
2026年5月，《有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》出台，允许多个用电主体共同接入周边新能源项目，明确工业园区、数据中心、出口制造企业等场景的实施条件。6月，《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》出台，要求各地区和重点用能行业完成一定比例的可再生能源电力消费，为光伏等新能源项目寻找长期购电方提供新路径。
集中式电站：央国企投资趋向谨慎
集中式光伏电站通常在地面、水面等场址规模化建设，主要依靠上网售电获得收入。单体规模从10万千瓦起步至超过100万千瓦，与数百千瓦至数兆瓦的分布式光伏电站相比，建设周期更长，投资额也较大，央企国企是主要投资者。面对收益的不确定性，央国企也已放缓投资，并加快处置停滞的已报批项目。
集中式电站的收入直接取决于所在省份的市场电价和机制电价。在承受电价波动的同时，消纳瓶颈也给项目带来不确定性。2026年前三个月，全国光伏利用率降至91.2%，甘肃、青海、新疆等西北地区最低跌破80%。这些地区本地用电负荷规模有限，新增新能源发电项目却集中于此，电力消纳受到外送通道约束，电站即使完成建设，也未必能够按预测发电量上网。
央企的投资变化已经反映出这一压力。行业媒体光伏们统计显示，2025年央企新能源投资平均增幅为22%，较2024年的32%下降超过10个百分点。其中，光伏投资增幅由57%降至29%，下降28个百分点。据北极星太阳能光伏网不完全统计，2026年以来，央国企已挂牌转让62家新能源公司股权，转让底价合计超过20亿元，其中30余家转让全部股权。
2026年，地方政府开始清理长期占用建设指标和接网资源的光伏项目：1月，山东省将63个总容量583.9万千瓦未能如期并网的集中式光伏项目移出名单，同时对29个已开工项目给予宽限期至2026年底；6月，福建省废止10个总容量95.88万千瓦渔光互补集中式项目；7月，贵州省清理11个装机109万千瓦未按期核准备案、逾期未开工或主动放弃的集中式项目。
央企自身也开始明确投资回报门槛。2025年12月，国家能源集团旗下长源电力调减湖北汉川、荆门三个光伏项目合计80万千瓦装机，投资规模减少约46.94亿元。根据长源电力近期修订的投资管理办法，规定新建和扩建光伏、风电项目的资本金内部收益率不得低于6.5%，全投资税前内部收益率不得低于6%。而在“136号文”之前，集中式光伏的内部收益率可达7%甚至接近10%。
政策端释放出的信号同样如此：集中式光伏仍将扩张，但新增项目需要同步解决电力送出和稳定消纳问题。《可再生能源发展“十五五”规划》提出，“十五五”期间“三北”风电光伏基地新增装机3.7亿千瓦以上，并在内蒙古、甘肃、青海、宁夏、新疆继续规划和储备外送大基地。规划同时要求，到2030年新建集中式风光电站置信出力（新能源电站实际输出功率在电网调度中的可信赖程度）原则上不低于10%，鼓励具备条件的项目超过20%。
分布式电站：中小型企业重构收益模式
分布式光伏依托居民住宅、工商业厂房和园区屋顶建设，单体规模较小、项目数量庞大，开发过程高度依赖本地资源。其中部分投资主体为中小型企业，熟悉当地情况，但风险承受能力相对有限。
“136号文”之后，分布式光伏经历了一轮洗牌：不少企业完全退出市场，仍在继续投资的企业对于新增项目更加审慎，转向自发自用比例较高的项目，并通过绿电交易、光储一体化、虚拟电厂等方式寻找新的收益来源。
在新能源全面入市之前，全额上网的分布式光伏项目将发电量全部卖给电网，按照相对稳定的上网电价获得收入。“自发自用、余电上网”项目的收入分为两块：用电企业直接使用的光伏电量，可以替代从电网购买的工商业用电，收益由工商业购电价格与光伏度电成本之间的差额；剩余电量再以上网电价出售。建设成本、发电小时数和电价都是相对确定的变量，投资者据此便能测算项目的收益率。
如今，余电上网部分开始直接面对市场价格波动，全额上网项目基本难以为继。与此同时，多地将光伏主要出力的午间时段调整为低谷，企业白天从电网购电的价格下降，自发自用能够节省的电费也随之减少。根据落基山研究所（RMI）报告，截至2025年11月，已有24个省份将午间部分时段调整为低谷时段，未来项目开发将更多围绕稳定负荷展开，投资者通常要求自发自用比例达到80%至90%。
这种变化也使过去常见的合同能源管理（EMC）模式越来越难算账。在这一模式下，开发企业出资建设并持有电站，屋顶企业（电力用户）无须承担初始投资，而是按照约定的折扣价格购买电力，开发企业则依靠长期售电收入收回投资。而现在电力用户购电价格变得不再稳定，对于一份长达多年的EMC合同，究竟以什么电价打折、节省的电费如何分配、开发企业能获得多少收入，都难再以过去的模型测算。
分布式光伏收益模式的变化，在装机规模最大、同时较早进入现货市场的山东表现得尤为明显。山东光伏装机规模长期位居全国第一，也是电力负荷较高的用电大省。2025年，山东外来电预计超过1600亿千瓦时，约占全社会用电量的20%。
2025年，全国首个新能源机制电价竞价结果落地山东，2025年光伏机制电价为0.225元/千瓦时，2026年回升至0.261元/千瓦时，仍低于当地煤电基准价0.395元/千瓦时，处于价格洼地。与此同时，山东已明确自2027年起，非自然人户用分布式光伏不再纳入机制电价竞价范围，也就是说，只有农户自投的分布式光伏才能享受机制电价。
据《财经》了解，由于该政策，大部分企业的分布式业务收益下降严重，户用项目已几乎无人问津。在山东投资光伏项目的誉金新能源也因此完全放弃户用租赁，存量项目进入收尾阶段，新增户用业务转向给自然人用户提供光伏贷。其已在山东落地两千多个光伏贷项目，贷款规模接近2亿元。
根据誉金新能源董事长宋昌芳的测算，由于有机制电价兜底，山东一套装机30千瓦的户用电站农户（自然人）年收入仍可保持在约1万元。光伏贷模式下，农户通过贷款购买并持有电站，公司获得设备销售和后续运维收入，保障了发电设备长期稳定运营，用户获得稳定收益。
工商业业务则转向寻找明确的用电场景。宋昌芳告诉《财经》，誉金新能源的工商业项目原则上只做光储一体化，优先选择包装、商品城和工业地产等用电稳定的客户，并与有绿证需求的出口型企业建立合作。此外，公司把重卡充电站作为新的消纳场景：场站统一规划光伏车棚和储能，约20%用电由光伏提供，并正在以售电资质为基础筹备虚拟电厂。
山东省可再生能源行业协会副会长张晓斌认为，山东火电、核电和自备电厂等稳定电源无法大幅下降出力，抽水蓄能等调节资源不足，负荷较低时只能压减风光出力，限电造成的收益损失同样严重。“过去建分布式电站主要依靠地方资源；现在则需要具备电力市场及负荷管理能力。山东光伏遇到的问题，未来肯定也会在其他的省份出现。”他对《财经》说。
与山东相比，江苏光伏市场的优势主要来自较强的本地负荷和工商业消纳能力。江苏制造业密集、厂房屋顶资源丰富，光伏以分布式开发为主。截至2025年底，全省分布式光伏装机达到6401万千瓦，位居全国第一。大量分布式光伏项目建在企业屋顶，白天生产负荷与光伏出力具有一定重合度，消纳比例相对高。根据江苏省“十五五”期间的规划，在2030年前目标还要新增建设5600万千瓦的分布式光伏。
多位江苏省光伏投资企业人士对《财经》透露，2021年前后，在较高收益预期下，项目开发更重视抢占屋顶规模，许多缺少电力市场经验的资本也进入光伏领域，投资决策带有非理性色彩。新能源全面入市之后，确实会阶段性抑制投资，但也能因此筛选出更具经营能力的企业。目前，投资者与金融租赁机构都在重新考虑收益模式，几乎所有企业要求增量项目大部分电量自发自用。
在此背景下，绿电交易已成为光伏项目获取市场化收益的重要渠道。截至2026年7月，江苏电力交易中心已累计组织65次月度、月内绿电交易，交易频次较去年全年增长47.8%。
新能源电站服务公司林洋智维的电力交易负责人向《财经》介绍，江苏出口企业较多，对绿电和绿证的需求较强，市场供给偏紧，这为分布式光伏项目提供了额外收益来源。然而，企业需要从数十甚至上百个分布式项目采购绿电，接收数量较多来源分散的绿证，核验难度大，导致售电公司对于该类型绿证认可度有限。
此外，靠虚拟电厂聚合分布式电量也可以带来收益。江苏光伏余电直接入市后，月均结算价格通常为0.22元至0.23元/千瓦时；聚合商将多个项目打包参与绿电交易，售价则可达到约0.38元/千瓦时。聚合商向项目业主收购电量，赚取中间价差，同时承担发电偏差考核成本以及市场电价波动。
2026年机制电量申报前，苏州地方国企苏州中鑫新能源决定放弃扬州50兆瓦风电项目的大部分机制电价比例，保留环境属性参与绿电市场交易。既保障了用户的绿电供应，事后项目收益高于最初预期。
中鑫新能源董事长、总经理蔡剑俊认为，东部制造业绿电需求旺盛，而西部新能源资源丰富，除建设输电通道外，还需依靠跨区域绿电交易实现供需匹配。企业不能把市场化只视为风险，主动参与绿电交易和虚拟电厂，才能积累长期竞争优势。
对于分布式光伏聚合交易，他告诉《财经》，目前增益主要来自三方面：将小规模电量转化为规模化交易；通过聚合降低发电预测偏差；在部分省份可以利用不同项目或节点之间的价格差异进行优化。但江苏相关规则尚未细化，聚合带来的价格优化收益还不明显，企业仍需评估平台建设和改造成本能否被聚合增益覆盖。
绿色和平气候与能源项目主任顾鑫涔则表示，对于江苏这样的制造业和出口型经济大省，应在机制电价托举之外，完善分布式光伏参与绿电交易的规则和路径。此外，未来需要有更明确的分布式光伏聚合交易细则，尤其是针对户用和小微型工商业项目，在计量结算、聚合关系和电网协同等方面形成统一规则。
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