文 | 预见能源
根据统计，新能源装机量勾勒出一条陡峭的下滑曲线：2025 年，“ 五大六小” 发电集团新成立的新能源公司数量从上一年的约 1590 家锐减至 850 家，同比近乎“ 腰斩”。作为行业风向标的国家电投，新设企业从 479 家跌落到 213 家，华能集团从 365 家降至 168 家。曾经的“ 光伏之王” 甚至在一年内甩卖了总装机超 3.2GW、评估价值约 180 亿元的新能源资产，仅转让的新能源公司股权就接近 40 家。
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这不是退潮，而是航向的修正。在 136 号文将新能源全面推入电力市场、分布式光伏管理新规收紧收益预期的双重夹击下，“ 五大六小” 们正在用脚投票：从铺摊子转向挖深沟，从拼数量转向拼质量。新能源开发的底层逻辑，真的变了。
收益率红线下的断舍离
国家电投旗下山东那仁太户用光伏项目的命运，像一个隐喻。这个 2023 年净资产收益率仅 1.8% 的项目，在 2024 年 4 月被果断终止—— 那里只建成了 9.99MW。同一年，这家央企还核销了赤峰市阿鲁科尔沁旗 40MW 户用分布式光伏项目，尽管早在 2022 年就已立项，但测算的 8.53% 资本金财务内部收益率终究没有跨过最新要求的门槛。
“ 收益率低于标准的项目原则上不予通过”—— 大唐集团将光伏、陆风项目的内部收益率标准下调至 6.5% 的红线，华电能源同样把资本金内部收益率不低于 6.5% 作为投资决策的硬约束。冰冷的数字背后，是新能源开发从“ 规模优先” 向“ 效益优先” 的残酷转身。
吉电股份 2025 年 8 月的一纸公告道出了行业共同的考量：受市场影响，项目资本金收益率存在无法满足公司收益率的风险，公司决定放弃河北省张家口市怀安县 200 兆瓦风光储一体化项目的投资计划。国家能源集团长源电力则因光伏用地政策收紧和 136 号文的影响，潜江浩口 200MW 渔光互补光伏发电项目最终并网规模缩水至 171MW。
“ 抢装潮” 时的狂热与“531” 后的冷静形成鲜明对比。3、4 月份新设公司数量的短暂冲高，不过是企业在政策窗口期关闭前的最后狂奔。当全面入市的现实摆在眼前，每一笔投资都必须通过收益率模型的严苛拷问。
资金流向祖国西部
粗放扩张模式不可取
收缩并非全面撤退，而是精准出击。
新疆、云南、广西、甘肃、陕西—— 这些中西部省份在 2025 年的投资版图上被重点加粗。国家电投在新疆和甘肃新设企业超过 40 家，华能集团的投资重点从广西、河南转向云南和新疆，国家能源集团在稳固广西市场的同时加大对河北和甘肃的投入。空间转移的轨迹清晰可见：从分布式项目集中的华北、华东，转向电价与消纳条件更优的“ 沙戈荒” 大基地和西南水风光一体化基地。
这与国家战略高度契合。截至 2024 年底，第一批“ 沙戈荒” 大型风电光伏基地已建成 9199 万千瓦。光伏板下，宁夏的牧民种起了蒙古冰草和甘草，内蒙古的沙漠里扎下了草方格沙障。生态修复与能源生产在此共生，而央国企的投资重心也随之西移。
另一重变化藏在股权结构里。2025 年新设的 850 家企业中，三级子公司占比 33.53%，二级子公司占比从 18.75% 大幅上升至 26.47%，而四级、五级子公司的数量和占比双双下降。管理层级的压缩传递出清晰信号：决策权上收，管控力强化。曾经为了抢占资源而层层设公司的粗放扩张模式正在让位于集约化、平台化的专业运营。
华电集团的布局颇有代表性。华电新能源已拿到 A 股上市“ 入场券”，计划募资 180 亿元投向风光大基地等项目；华润新能源 IPO 获受理，拟募资 245 亿元。两大平台相继登陆资本市场，意味着分散在各级子公司的新能源资产正被整合进统一的资本运作通道。专业化、平台化，成为央企新能源业务的共同选择。
价格差超 90 元/兆瓦时
风电上位
同样的阳光，晒出不同的收益。
华润电力的财报揭示了残酷的价差：其附属风电场不含税平均上网电价 396.8 元/兆瓦时，光伏电站仅 304.9 元/兆瓦时，价差超过 90 元/兆瓦时。华电新能光伏装机高出风电约 10GW，但风电营收占比高达 63%，光伏营收仅占 35%。利用小时数的差距更加刺眼—— 统计显示，光伏发电利用小时数几乎不足风电的一半。
山东新能源机制电价竞价结果的出炉，为这种分化写下了注脚：风电机制电价 0.319 元/kWh，光伏机制电价 0.225 元/kWh。风电因夜间也能发电的先天优势，在电力市场中获得了更高溢价。
企业投资的天平正在倾斜。国家能源集团明确表示更加注重风电优质资源规模化开发，保持风电装机领先优势；华能新能源将优先风电项目开发。今年上半年，国家电投获取的风电指标同样远超光伏。曾经被追逐的光伏，正在让位于风电的务实步伐。
但这不意味着风电可以高枕无忧。龙源电力上半年风电平均上网电价同比减少 16 元/兆瓦时，全国风电利用率 93.4%，新疆、河北等地低于 90%。节能风电因“ 弃风限电” 损失的潜在发电量占当期全部可发电量的 16.47%. 电价下行、消纳承压，风电同样站在收益率模型的审判席上。
强制配储撕掉最后的遮羞布
储能曾经是新能源项目的“ 门票”，现在必须自己挣钱。
华电 6.5% 的收益率红线同样划给了储能。这意味着储能不能再作为获取新能源指标的“ 配菜”，而必须真金白银地证明自己是一笔划算的生意。
强制配储政策的取消撕掉了最后的遮羞布。136 号文明文规定“ 不得将储能作为新能源项目并网前置条件”，曾经依赖行政命令的装机逻辑瞬间崩塌。独立储能容量租赁价格应声而落—— 江苏从约 240 元/（千瓦· 年） 下滑至 120~160 元/（千瓦· 年）。
但市场的逻辑正在别处生长。中石油与宁德时代合资成立济柴时代，在山东新建 3GWh 储能系统预制舱总装线；华能、大唐、中核等央企纷纷成立储能新公司。电力现货市场的推进让储能有了真正的套利空间—— 低价充电、高价放电，差价就是利润。储能电站正从“ 建而不用” 的摆设，变成独立的交易主体。
2025 年 8 月，《新型储能规模化建设专项行动方案》 提出到 2027 年全国新型储能装机规模达到 1.8 亿千瓦以上，带动直接投资约 2500 亿元。政策目标正从“ 要我装” 转向“ 我要装”，但跨越这道门槛，需要储能项目向资本市场证明：6.5% 的收益率不是空中楼阁。
国家电投一年甩卖 180 亿资产，华电划下 6.5% 的红线，新设公司数量腰斩—— 这些信号指向同一个方向：新能源开发正在经历从政策驱动到市场驱动的痛苦转身。曾经的“ 抢资源、铺摊子” 让位于“ 算细账、谋长远”，从单纯的项目开发商转向综合智慧能源运营商，成为央企的必答题。
全面入市的大幕已经拉开，电价波动、消纳压力、收益率红线将成为常态。那些收益率不达标的项目被核销，管理层级被压缩，投资重心向大基地集中—— 一切都在指向更高效、更集约的运营模式。
新能源装机仍在创新高，但增长的逻辑已然不同。当国家队集体踩下刹车，行业的航向修正才刚刚开始。
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