21亿弃标背后，光伏赚钱逻辑塌了
央企新能源利润普遍腰斩、新疆内蒙古出现21亿元集体弃标、弃风弃光率走高，存量电站收益模型被系统性击穿。与此同时，储能海外订单同比增83%，上海新规划押注固态电池与钙钛矿。光伏产业正在从抢资源的规模游戏，切换到运营能力与技术路线的新赛道。
21亿元的光伏大单，央企中标之后集体不要了。
这不是段子，是2025年以来新疆、内蒙古等风光富集地区真实发生的事。有些企业宁可赔违约金，也不愿再往下干。与此同时，一批以风光资产为主的能源央企交出了一份刺眼的2025年半年报：装机在涨、发电量在涨、利润却大面积腰斩，部分企业甚至由盈转亏。
核心判断只有一句：过去二十年“抢到资源就赢一半”的光伏开发逻辑，已经被系统性击穿。行业正在同时向两个方向突围——往外卖储能，往内换技术。
📉 利润塌方：装机在涨，利润在跌
金句先行：规模增长与利润下滑同时出现，是行业逻辑生变最典型的信号。
2025年半年报季，新能源板块的数字让不少从业者坐不住了。据北极星太阳能光伏网对已披露经营数据的梳理，20家以新能源资产为主的央国企上市公司中，近八成企业新能源业务净利润同比下滑，部分企业降幅超过50%，还有一些正在加速滑向亏损。
更值得警惕的是那个“背离”：装机规模在增长，发电量也在增长，企业盈利却在大面积滑坡。这意味着问题不出在资产规模上，而是出在每一度电的变现能力上。
| 指标 | 方向 | 说明 |
|---|---|---|
| 风光装机规模 | ↑ 增长 | 资产端持续扩张 |
| 发电量 | ↑ 增长 | 出力端正常释放 |
| 新能源业务净利润 | ↓ 普遍下滑 | 近八成央国企下滑，部分超50% |
| 部分企业盈亏状态 | 由盈转亏 | 收益底线被击穿 |
产业逻辑并不复杂。存量电站的收益模型，过去建立在“保量保价”的政策底座之上——发电量有消纳保障，电价有机制托底。现在这两根支柱同时在松动：一方面弃风弃光规模显著上升，据全国新能源消纳监测预警中心发布的2025年上半年全国新能源并网消纳情况，光伏发电利用率已跌破95%，西北部分省份甚至低于90%，消纳受限让“发出来的电”变成“卖不掉的电”；另一方面电价整体下行，卖得掉的电也卖不上价钱。
电价下行的直接推手，是国家发展改革委、国家能源局2025年2月印发的《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》（发改价格〔2025〕136号）（可在中国政府网查询原文）。这份文件明确要求新能源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，“保量保价”的固定电价时代正式落幕，取而代之的是“机制电价+竞价”的新框架。
两个变量叠加，击穿的不是某家企业的报表，而是整个存量电站的收益模型。这不是个别企业的经营波动，是行业性地基出了问题。
⚠️ 21亿弃标：从抢资源到扔资源
金句先行：当电站从资产变成负担，最优解就是离它远一点。
最具冲击力的场景发生在项目端。2025年以来，新疆、内蒙古这些传统的风光资源富集区，接连出现大型光伏EPC项目中标后集体弃标的现象，据北极星太阳能光伏网等公开报道统计，涉及金额超过21亿元。有些企业宁可承担违约赔偿责任，也不愿意继续开发下去。
要知道，就在几年前，这些地区还是各路资本蜂拥而至的香饽饽。抢指标、锁资源、跑批文，是新能源开发企业最核心的能力。“手里有资源，心里就不慌”，是那一代开发者的信条。
现在信条反过来了——企业开始筛选甚至抛弃到手的风光资源。
弃标的账并不难算。按136号文落地后的电价预期和新的消纳条件重新测算，部分项目全生命周期的收益已经覆盖不了资本成本，“建成之日就是亏损之时”。多家央企在2025年中期业绩说明会上公开表示，将提高新能源项目投资收益率考核门槛、主动放缓低收益率区域的开发节奏。在这种测算和考核面前，赔偿违约金反而是止损。
这张图解释了行业当下的三个动作：弃标是防守，出海是转移，换技术是进攻。三条线看似分散，其实指向同一个判断——在国内电力市场的新约束下，单纯堆装机规模已经不产生价值了。
🔋 出海对冲：储能订单同比增八成
金句先行：国内越卷的企业，出海的动能越足。
在电站收益模型被击穿的同时，产业链上有一块业务正在逆势爆发：储能出海。
2025年8月，中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布数据：2025年上半年，中国企业储能海外订单签约规模达到约298吉瓦时，同比增长83%（数据见CNESA官方公众号发布的半年度储能产业追踪报告）。其中欧洲是断崖式领先的第一大市场，订单规模近120吉瓦时，占比超过三分之一；澳大利亚以约30吉瓦时紧随其后，中东和南亚市场紧跟，而北美市场受政策不确定性影响已经明显掉队。
pie title 2025上半年中国企业储能海外订单分布（吉瓦时）
"欧洲" : 120
"澳大利亚" : 30
"中东" : 55
"南亚" : 40
"其他地区" : 53
出海的本质是地理套利：国内电价市场化把收益不确定性留在了国内，而欧洲高电价、澳洲灵活性调频需求、中东大基地配储，都还在为“确定性的收益”付费。国内电站端越难赚钱，制造和系统集成的企业就越要把产能和订单往外挪。
🔬 向内换技术：从堆规模到堆效率
金句先行：当每瓦的收益被压缩，唯一的出路是让每瓦更便宜、每度电更值钱。
如果说弃标是砍掉不赚钱的项目，出海是去赚别人的钱，那么换技术就是留在牌桌上继续打的方式。方向主要有三条：
第一，电池片技术迭代提速。 TOPCon之后，BC（背接触）和HJT（异质结）在2025年进入量产爬坡期，头部企业把“降本”的主战场从硅料环节转移到电池效率环节——同样的土地、同样的组件数量，转换效率每提升1个百分点，度电成本就能再往下压一截。隆基、晶科、爱旭等企业在2025年半年报中均把BC或HJT产能规划列为核心资本开支方向。
第二，钙钛矿叠层从实验室走向中试。 单结晶硅电池理论上限约29.4%，而晶硅-钙钛矿叠层可将理论效率推高至40%以上。2025年以来，多家企业宣布中试线效率突破，虽然距离大规模量产仍有距离，但在“存量土地越发越亏”的背景下，叠层技术是少数能重置度电成本曲线的选项。
第三，电站端从“发电源”变成“电力产品”。 构网型储能、光储一体化、参与现货市场和辅助服务，正在让电站从单纯卖电转向卖“可调度能力”。在电价完全市场化的规则下，会不会交易、会不会配置灵活性资源，直接决定同一座电站的两种命运。
三条技术线的共同点是：都不依赖“多拿指标”，而是依赖“单位资源产出更高”。这正是行业逻辑切换的微观注脚。
从资源为王到运营为王
金句先行：旧逻辑的死刑已经宣判，新逻辑的胜者还没选出。
回头看，这一轮行业的剧烈转向，起点不是某个企业的失误，而是两个制度性变化：136号文拆掉了电价的行政托底，消纳瓶颈拆掉了电量的物理托底。当“保底收益”消失，光伏行业才第一次真正变成了一个“生意”——要算账、要竞争、要为判断错误付出代价。
由此带来三个可验证的后续观察点：
1. 弃标是否蔓延：21亿元的弃标若从新疆、内蒙古扩散到中东部高电价区，说明收益模型击穿已从局部变成全局；
2. 储能出海的持续性：2025年下半年的海外订单若维持80%以上增速，说明出海是结构性战略而非一次性套利；
3. 新技术量产良率与成本：BC/HJT的量产成本能否在2026年逼近TOPCon、钙钛矿中试线能否稳定运行，决定“换技术”是进攻还是叙事。
对从业者而言，最需要更新的不是乐观或悲观的预期，而是能力清单：过去拼的是资源获取，现在拼的是电价预测、交易能力和技术选型。资源红利出清之后，光伏行业才刚开始比真本事。
主要信源
- 国家发展改革委、国家能源局：《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），2025年2月发布，可在中国政府网查询
- 全国新能源消纳监测预警中心：2025年上半年全国新能源并网消纳情况（按月公布各省风光利用率）
- 中关村储能产业技术联盟（CNESA）：2025年上半年储能产业半年度数据
- 北极星太阳能光伏网：2025年半年报央国企新能源业务梳理、新疆及内蒙古光伏项目弃标相关公开报道