截至今年7月底，我国光伏发电装机容量首次超过煤电，成为我国装机规模最大的电源品类。然而，两大反差值得关注。首先，光伏装机总量虽然创历史新高，但今年上半年新增装机容量同比暴跌66%。其次，虽然装机规模仍在增长，投资意愿却显低迷。

两大反差的背后，是新能源行业正在经历的一场深刻转折。2026年上半年，央国企上市公司新能源板块普遍出现净利润大幅下滑的趋势。与去年同期净利润相比，华电新能2026年上半年净利润下滑近40%，大唐新能源下滑近60%，三峡能源下滑近70%。

中国能源研究会‌能源与环境专业委员会秘书长王卫权认为，‌这一现象背后，弃电和低电价的影响不可忽视。弃电压缩了“能卖的电量”，低电价压低了“每度电的收入”。双重挤压之下，不少企业利润腰斩。

弃电不可怕，先区分弃的什么电

上半年，我国到底弃了多少电？

按国家能源局公布的利用率口径反推，2026年上半年风光系统原因受限电量约1216亿千瓦时。而部分海外研究机构估算得出的数字约为3600亿千瓦时。两者相差较大。

1216亿千瓦时电量主要针对用户用不了、电网“吃不下”或调峰系统调不了等原因导致的系统性弃电。而3600亿千瓦时电量更倾向于理想状态下的理论发电量与实际值的差距。比如，后者根据风速、太阳辐射、装机和历史发电关系等因素，推断出潜在发电量，再减去实际发电量，就是弃电量。业内人士介绍，后者衡量的不是单一的调度限电，而是自然资源没有最终转化成电力的广义机会损失，自然大于前者。

王卫权说：“受新能源装机容量、电力系统调节能力、用电负荷、体制机制等多种因素的影响，弃电在各个区域的情况并不相同。”2026年上半年，我国风电利用率约为90.9%、光伏利用率约91.4%。其中，浙江、江苏、上海等东部省份利用率普遍在95%以上甚至全额消纳，西部地区利用率相对较低。根据电力行业规划研究与监测预警中心发布的信息，2026年前两个月，西藏、青海、甘肃、新疆这四省份的光伏利用率分别为60.8%、78.7%、82.5%、85.6%，弃风弃光现象相对突出，背后是空间错配、时间错配、发电能力建设快于电力基础设施建设等原因。

但探讨“弃电”问题不能一概而论，如果对这一现象“一棒子打死”，是不科学的。其中有一个值得追问的问题，即弃的是哪种电？弃“好电”是对资源的浪费，但如果弃“坏电”，反而可能更符合系统经济最优的要求。

新能源项目上网电量全部进入电力市场交易后，低电价甚至负电价时有出现。新能源发电场站如果是因为中午时段电量过剩导致负电价而主动选择减少发电量，则是一种策略性行为。业内人士总结说，过去的弃电是“电网告诉你不要发”，现在则可能是“市场告诉你不要发”。这种弃电属于减少“低效弃电”。

另外，从更系统的角度看，如果为了提升几个消纳百分点，额外建设一年只使用很短时间的输电和储能设施，其边际系统成本可能远超电量本身的价值。这种情形下，允许少量弃电反而更经济。

因此，业内人士认为，政策目标不是“减少所有弃电”，而是减少“低效弃电”。新能源系统存在一个经济最优弃电区间，零弃电并不天然等于最低系统成本。关键在于把弃“好电”的量压到最低，同时容忍那些为维持系统经济性而必须接受的“合理弃电”。

比弃电更致命的是低电价

弃电的损失看得见，根据调度指令减少发电量，或者发电场站主动做出选择，损失相对可计量、可预期，但电价下行的冲击对企业而言也许更难以应对。

王卫权告诉记者：“弃光率达到10%，企业或许还能承受，但电价如果持续下探至无法覆盖刚性成本，对企业而言意味着生存威胁。”

而眼下最令行业警惕的，正是这种低电价风险带来的传导效应。2026年上半年，全国光伏新增装机容量7207万千瓦，同比下降66%。不可否认，2025年“531抢装”现象造成的高基数是重要原因。但更深层的逻辑是，收益模型被击穿后，企业投资意愿“冻结”。

2025年1月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》，明确新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场。2025年6月1日后投产的增量项目的电价由市场化竞价形成，不再享受固定电价保障，而此前并网的存量项目收益相对稳定。企业为“保收益”纷纷抢在节点前完成并网，导致“531抢装”现象的出现。截至2026年上半年，全国有29个省份已完成机制电价竞价，结果有明显分化。上海风光机制电价均为最高，每度电4毛多钱。而甘肃的风电机制电价每度电不足两毛钱，新疆光伏机制电价每度电一毛五分钱，地区间有较大差距。

近两年来，全国大多数省份的‌机制电价都高于当地新能源市场化交易均价‌，仅在少数电力供需极度紧张的时段，市场价格会短暂反超机制电价，整体呈现“机制电价托底、市场均价长期偏低”的格局，区域分化特征非常明显。

王卫权认为，机制电价的区域分化，叠加市场交易均价较低的现实，部分项目的收益测算无法通过投资决策门槛。

新疆的案例颇具说服力。2026年，其光伏机制电价仅0.15元/度，不少项目亏损。新疆竞价2027年上半年光伏机制电价时，回升至0.259元/度，涨幅高达73%。这是市场的自发调节，过低的价格导致项目无法生存，倒逼企业在后续竞价中回归理性报价。

但并非所有企业都迎来了价格回归。王卫权提醒说，新能源项目运营成本中，人工和运维占比有限，折旧与银行贷款还本付息是更大的刚性支出。电价一旦跌破覆盖折旧和还本付息的临界点，企业现金流将迅速恶化。

出路：从“发得多”到“卖得巧”

为破解困局，政策端与企业端正在同时发力。

“针对行业的困境，政府可以提高保障力度，机制电量多一些，也就是保障的发电小时数多一些，同时机制电价也适当回升一些。”王卫权说。

甘肃省2027年光伏机制电价以上限成交，风电机制电价接近竞价上限，较连续两年的地板价明显回升，涨幅约25%。这背后是机制电量规模的扩大，即甘肃省扩大了纳入机制保障的电量“盘子”。甘肃2027年上半年机制电量规模从之前的8.3亿千瓦时、15亿千瓦时提升到30亿千瓦时，翻了一倍。规模扩大后，项目之间竞争压力减小，企业不需要靠报极低价来争取入围，报价自然向合理水平回归。

此外，王卫权强调了“置信出力”这一指标。2026年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《可再生能源发展“十五五”规划》，首次提出“置信出力”指标，明确到2030年全国风电光伏平均置信出力达到8%。“置信出力”是指省级电网或场站范围风电、光伏发电（含源侧配建储能）在保供控制时段、95%置信水平下的保证发电功率与风电、光伏发电装机的比值。通俗地说，“置信出力”就是风光电站在用电高峰时段的“靠谱值”。一个发电场站装机300兆瓦≠任何时候都能发300兆瓦。按8%置信出力，表示在电网保供控制时段，该场站通常有8%的发电装机容量可以作为稳定可用的硬支撑电源。

这一指标的实质是，电网不再为“装了多少”买单，而是为“关键时刻能顶上多少”定价。

置信出力的考核将从根本上改变项目的价值评估逻辑。白天光照强、夜间风力大，风光一体化项目在晚高峰时段的可靠出力显著优于单一光伏项目。配置储能则能进一步平抑波动，将午间低价时段的发电转移至晚高峰高价时段出售。

“发得多”不再等于“赚得多”，“卖得巧”才是新的生存法则。

企业层面的转型同样在加速。自发自用和绿电直连是政策明确鼓励的路径。2026年5月，国家发展改革委、国家能源局发布了‌《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，明确支持尚未开展电网接入工程建设的新能源项目，以及因消纳受限等原因无法并网的项目开展多用户绿电直连，并优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业。根据国家能源局披露的信息，截至2026年6月，全国已有100个绿电直连项目完成审批，对应新能源总装机规模3410万千瓦。

业内人士认为，对新能源行业而言，过去“跑马圈地”式的规模扩张已经走到尽头，取而代之的是对区域消纳条件、电价水平、收益模型的精细测算。部分央企持续卡位优质区域资源，部分企业主动放缓节奏、审慎控制规模。这种分化本身就是市场逐渐成熟的标志。