光伏登顶之后，麻烦才刚开始

导语

2025年9月1日，[[国家能源局]]披露：截至7月底，全国光伏装机12.86亿千瓦，以0.01亿千瓦的微弱优势历史性超越煤电的12.85亿千瓦，成为我国第一大电源。

但就在这份里程碑数据公布前后，另一组消息同样扎眼：以风光资产为主的能源央国企，2026年上半年净利润普遍腰斩、部分由盈转亏；新疆、内蒙古出现超21亿元的光伏EPC项目集体弃标；实施了11年的电池免税政策终结，储能成本端再添一刀。

装机登顶与盈利塌方同时发生，这不是巧合。光伏的“第一电源”时代，考验才刚刚开始。

一、12.86亿千瓦：一场迟到但必然的登顶

先看数据本身。12.86亿千瓦的光伏装机，位居全球单一国家首位，远超美国、印度、德国，也高于欧盟各国光伏装机的总和。中国是全球光伏应用规模最大的国家，这一点已无悬念。

从能源供给侧看，这是一次标志性的格局重塑。太阳能发电跃升为第一大电源后，发电侧的结构性调整将大幅压降电力行业整体碳排放，为“双碳”目标筑牢供给侧基础。

[[中国电力企业联合会]]秘书长[[郝英杰]]对[[澎湃新闻]]的分析代表了官方叙事：“作为全球最大的发展中国家，实现光伏发电装机超越煤电装机这一重大成就，充分展现出我国积极应对气候变化、推进能源低碳转型的坚定决心与实际成效，为广大发展中国家推进能源转型提供了可借鉴的中国方案。”

更深层的一层逻辑在产业侧：国内市场释放的规模效应，持续驱动光伏技术迭代升级；庞大的国内市场底座，造就了中国光伏产业链供应链的韧性，也巩固了中国在全球光伏制造、技术标准、工程建设领域的领先地位。

一句话总结这一节：装机登顶，是过去二十年政策、制造与市场三方合力的结果。但里程碑的另一半，藏在发电量的分母里。

二、装机第一≠发电第一：电力系统的物理基础变了

必须泼一盆冷水：装机规模不等于实际发电能力。

光伏受昼夜交替、气象条件约束，具有显著的间歇性、波动性，利用小时数远低于煤电。光伏坐上装机第一的椅子，但发电量的第一把交椅短期内仍不属于它。

一位长期从事电力行业规划的资深专家对[[澎湃新闻]]说得直白：电力供需逻辑正在发生重大调整。一方面，第三产业和居民用电比重持续上升，带来最大负荷持续时间短、峰谷差不断拉大，负荷侧不确定性大幅增加；另一方面，以风电、光伏为代表的可再生能源爆发式增长，大规模并网后表现出比负荷侧更强的不确定性。

两头不确定叠加，系统形态就被彻底改写了。随着2024年新能源装机历史性超越火电，电力电子设备成为系统主体，传统由旋转质量提供的惯量支撑大幅衰减——用这位专家的话说，“电力系统运行的物理基础正在发生根本性改变”。

而煤电等常规保供电源比重逐步下降，直接影响电力有效容量的稳定供给。极端天气下，新能源出力断崖式下降、空调采暖等温度敏感负荷快速增长，供需“剪刀差”极易出现，保供压力骤增。

煤电的角色因此被重新定义：不再追求发电量增长，转向灵活调节和兜底保障。当前的运行逻辑大致如下：

注意一个关键点：这套新平衡逻辑里，储能是被点名的主角之一。而储能的载体——锂电池——恰好在此时迎来了成本端的政策变化。伏笔就此埋下。

三、利润塌方：装机与发电量在涨，利润在跌

如果说系统层面的挑战还显抽象，那么财务报表上的变化则毫不留情。

据[[北极星太阳能光伏网]]梳理，2026年上半年，以新能源资产为主的央国企上市公司，净利润普遍大幅下降，部分企业降幅超过50%，有些加速滑向亏损。从已披露的20家央国企上市公司经营数据看，近八成企业新能源业务净利润同比下滑。

最刺眼的是一组背离：不少企业风光装机规模和发电量保持增长，盈利却大面积滑坡。规模在涨，钱在变少。

原因指向两个叠加变量：

其一，弃风弃光规模显著上升。消纳受限直接吃掉发电收入，装机增长无法兑现为电量收益。

其二，电价下行。曾经的收益底线建立在“政策保量保价”之上，随着市场化推进，这条底线很快守不住了。

弃光上升+电价下行，双重冲击之下，用[[环球零碳]]的判断来说：存量电站的收益模型被系统性击穿。这不是个别企业的经营波动，而是整个行业的根本性变化。

为谁辛苦为谁忙——这是当下许多新能源运营商的真实处境。装机第一的荣誉属于全行业，利润的坑却要每家企业自己填。

四、21亿弃标：抢到资源就赢一半的时代结束了

收益模型击穿，最直接的行为反馈是：不干了。

最近在新疆、内蒙古等风光富集地区，多个大型光伏EPC项目接连出现央企中标后集体弃标的现象，涉及金额超21亿元。有些企业宁可承担违约赔偿责任，也不愿继续开发下去。

这个细节值得玩味：风光资源最富集、过去最抢手的新疆和内蒙古，成了弃标重灾区。原因不难推演——越是资源大区，消纳压力越大，弃光率越高，电价越承压，项目算不过账的概率越大。资源好，不等于钱好赚。

[[环球零碳]]的概括很到位：新能源开发的逻辑完全变了，以前“抢到资源就赢一半”的路径已经行不通，有些企业甚至开始筛选和抛弃到手的风光资源。

据多位接近央企新能源投资部门的人士透露，这轮弃标并非临时起意，而是集团层面重新校准投资模型后的集体动作——当“保量保价”的政策托底退出历史舞台，每一个新项目都必须直面真实的市场电价和真实的消纳约束。

从产业视角看，这未必是坏事。弃标潮本质上是投资纪律的回归：资源为王让位于消纳为王，规模冲动让位于收益测算。但对习惯了高歌猛进的光伏下游而言，这段挤泡沫的过程注定难熬。

五、成本端再补一刀：电池消费税落地，储能账本重算

就在发电端收益承压之际，平衡光伏波动性的关键工具——储能——的成本端也迎来了变化。

7月17日，[[财政部]]、[[海关总署]]、[[税务总局]]联合印发《关于调整部分电池消费税政策的公告》，实施了11年的电池免税政策迎来历史性转折：

政策节点逼近，涨价潮随之而来。8月18日，[[力神电池]]正式发布消费税成本调整通知：9月1日起，所有产品在原不含税供货价基础上加收2%消费税成本，同时加收城建税及教育费附加。调价函还清晰划定了订单结算时间线——8月25日24点前完成发货的存量订单维持原价；此后发货、对账、开票的，哪怕是已签订的在途框架订单，全部按新价格结算。

某厂家储能电池事业部的工作人员描述了政策生效前的抢跑场景：“进入8月的最后一个周末，我们的发货节奏压力特别强，都争取在9月1日政策生效前把货物完成工厂出库，并同步开具发票。”

这笔账很具体：在9月1日前完成出货与开票的订单不产生2%消费税，以一份1亿元合同为例，企业可节约成本约200万元。

把这条线放回光伏语境里看，意味深长。前文说过，新电力系统的平衡高度依赖储能——午间充电消纳光伏富余电量，夜间放电补位。消费税落地意味着储能电池成本刚性上升，而此时此刻，发电侧的收益模型恰恰在被弃光和电价下行双向挤压。一边是消纳必须靠储能，一边是储能更贵、电站更穷——三件事咬合在一起，构成了“光伏登顶”背后完整的困境拼图。

小结

12.86亿千瓦超越12.85亿千瓦，是一个值得记录的历史节点：它宣告了中国光伏制造与应用二十年的积累抵达顶点，也宣告了粗放扩张时代的终结。

真正的考题在登顶之后：发电量的鸿沟要靠系统重构来填，利润的坑要靠电价机制和消纳改善来补，储能的成本要靠产业链和技术进步来摊。煤电转向调峰兜底、央国企重构投资纪律、电池税收政策落地——这些信号共同指向一个结论：光伏的下一段征程，将从“拼装机”转向“拼系统、拼收益、拼效率”。登顶不是终点，而是另一场更难比赛的起点。