{"text":[[{"start":9.59,"text":"当风光装机接近全国发电总装机的一半，行业判断标准开始从“装了多少、成本多低”转向“什么时候发、按什么价格卖、系统愿意为什么价值付费”。"}],[{"start":21.42,"text":"2026年7月底，中国光伏发电装机达到12.86亿千瓦，第一次超过煤电的12.85亿千瓦，成为全国装机规模最大的电源，占全国发电总装机的31.5%。"}],[{"start":34.370000000000005,"text":"几乎在同一个时间窗口，企业端传来的却是另一组信号：光伏制造仍在压价，电站投资重新测算收益，部分地区出现低价和负电价，储能项目在寻找更稳定的收入来源，海外市场则把供应链韧性和本地化要求写进准入规则。新能源规模继续扩大，经营难度也在上升。这种现实反差构成了理解当前行业的入口。"}],[{"start":60.17,"text":"这个问题的重要性在于，新能源已经进入能够改变整个电力系统运行方式的规模。2026年上半年，全国可再生能源装机达到24.55亿千瓦，占电力总装机的60.7%，其中风电和光伏合计约19.5亿千瓦，接近全国总装机的一半。同期可再生能源发电量达到1.96万亿千瓦时，占全国总发电量的41.2%。当新能源还只是增量电源时，行业主要解决设备降本、项目开发和并网问题。装机占比接近一半以后，发电时点、区域送出、调节能力和市场价格开始共同决定一度新能源电的价值。"}],[{"start":103.14,"text":"2026年上半年的数据已经显示出这种变化。光伏新增并网7177万千瓦，2025年同期为2.12亿千瓦，同比下降约66.2%。风电新增3862万千瓦，2025年同期为5139万千瓦，同比下降约24.8%。同一时期，光伏累计装机仍同比增长15.8%，风电累计装机仍同比增长18.5%。新增投资节奏放慢和存量规模继续上升同时发生，说明行业的主要压力已经落到新增项目能否形成可接受回报，以及庞大存量资产能否持续获得合理收益。2025年上半年存在集中并网形成的高基数，足以说明项目节奏对价格和市场规则高度敏感。"}],[{"start":155.29,"text":"当前新能源发展的核心问题由此落在几个相互关联的经营变量上：制造端关注产能、低价和原材料波动，开发端关注存量项目收益边界和政策可预期性，电站运营端关注消纳与电价，出海企业关注本地化和合规。行业已经很难再用“装机增长”一个指标判断景气度。制造企业要看订单毛利和回款质量，开发企业要看项目在不同电价场景下的现金流，金融机构要重新评估长期收益稳定性，电网和地方则需要把新增电源与负荷、储能和网架建设放在同一张规划表里。"}],[{"start":191.87,"text":"一、制造端先出现转折：规模扩张已经不能自动换来利润"}],[{"start":197.37,"text":"新能源最早暴露出来的压力来自制造端。工信部公布的2024年数据中，多晶硅、硅片、电池和组件产量同比均增长10%以上，光伏组件产量达到588GW，同比增长13.5%。同一年，多晶硅价格同比下降39.5%，组件价格同比下降29.7%。“量增价减”说明技术降本仍在继续，也说明产能扩张已经把相当一部分降本收益让给下游采购方。企业出货增加之后，如果单位毛利下降得更快，规模本身无法改善利润。"}],[{"start":236.39000000000001,"text":"为什么新能源产业会走到这一步？前一轮高增长让产业链按照更大的全球需求配置产能，技术迭代又不断降低新产线的进入成本。国内有效需求仍在扩张，海外市场也在增长，但能够以合理利润获得的订单不足以覆盖所有供给能力。供给能力扩张快于高质量订单增长，企业只能在价格、交付和现金流之间重新权衡。制造端的矛盾已经从“有没有订单”细化成“什么价格的订单值得接”。"}],[{"start":270.35,"text":"监管部门已经把这一问题上升为行业治理重点。2026年1月，工信部在光伏行业企业家座谈会上明确提出，“反内卷”是光伏行业规范治理的主要矛盾。4月，工信部、国家发展改革委、市场监管总局和国家能源局联合部署产能调控、价格执法、质量监管和兼并重组等工作。政策信号说明，单靠企业各自压价争夺份额已经触及产业持续经营和质量治理边界。"}],[{"start":302.35,"text":"对企业来说，判断经营改善需要在指标层面进行更新。出货量仍然重要，但订单毛利、回款周期、质保成本和客户结构更能反映订单质量。如果大量低价项目占用现金、拉长应收账款，后续还可能增加质保支出，表面上的市场份额会转化为资产负担。制造端下一阶段的竞争会更多回到良率、可靠性、交付能力和全生命周期成本，这些指标直接决定客户愿意支付多少溢价，也决定企业能否在价格回归理性之前保持现金流。"}],[{"start":338.20000000000005,"text":"二、电站收益开始重算：项目开发从看资源进入看市场"}],[{"start":343.57000000000005,"text":"制造端价格下行之后，开发企业原本可以通过更低设备成本获得更好的项目回报。现在这条传导关系变得不稳定，因为发电侧的定价机制已经发生变化。"}],[{"start":356.83000000000004,"text":"2025年出台的《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》，即“136号文”，明确推动风电、光伏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。存量项目与现行政策衔接，增量项目的机制电量和机制电价更多通过地方规则和市场化竞价确定。"}],[{"start":381.42,"text":"电站投资过去最容易计算的变量是资源条件、利用小时和相对稳定的上网价格。全面入市以后，同一座电站的收入取决于它在哪些时段发电、当时市场价格是多少、签了多少中长期合同，以及实际发电和预测之间出现多大偏差。现货市场是按照日前或实时供需形成分时价格的市场，它会把中午光伏集中出力、晚高峰电力紧张等差异直接反映到价格里。2025年，全国电力市场交易电量达到6.64万亿千瓦时，占全社会用电量64.0%，市场价格已经进入多数电力资产的日常经营。"}],[{"start":421.68,"text":"这些变化会显著改变投资委员会看项目的方式。一个资源条件很好的光伏项目，如果大量发电集中在当地低价时段，实际获得的平均电价仍可能偏低。行业通常把一座电站按实际发电量加权得到的平均售电价格称为“捕获电价”。捕获电价与当地平均市场电价之间的差距，越来越能解释为什么两个辐照条件相近、设备成本相近的项目，最终现金流会明显不同。"}],[{"start":453.91,"text":"2026年上半年光伏新增并网规模较上年同期明显下降，恰好发生在市场化定价全面落地后的第一个完整经营阶段。高基数影响需要单独考虑，投资人的行为变化仍然清晰：项目开工前需要先回答价格分布、机制电量、中长期合同和储能配置四个问题。过去以一个基准电价测算内部收益率的做法越来越难覆盖真实风险。企业更需要用多种电价情景测算年度现金流，并把极端低价、预测偏差和限发风险提前放进融资模型。"}],[{"start":491.20000000000005,"text":"三、风光越集中出力，低价电越容易出现"}],[{"start":495.1700000000001,"text":"项目收益为什么会对发电时点变得如此敏感？这是因为风电和光伏具有明显的同向出力特征。晴天中午，同一地区大量光伏电站会同时提高出力。市场在这个时段接收到的电突然增加，如果负荷、电网外送能力和储能充电需求没有同步扩大，电价就会下行。装机越大，这种“大家一起发、一起卖”的效应越强，一度电的生产成本可以继续下降，它在特定时段能够卖到的价格却可能下降得更快。"}],[{"start":528.2800000000001,"text":"利用率变化提供了一个直接观察窗口。2025年上半年，全国风电平均利用率为93.2%，光伏为94.0%。2026年上半年，两项指标分别降至90.9%和91.4%，一年下降2.3和2.6个百分点。利用率下降包含区域供需、网架、调节资源和项目布局等多重因素，不能归结为单一原因，但它说明新增装机正在更频繁地碰到系统接纳边界。对电站来说，同样的设备和资源禀赋，能不能在需要的时间和地点把电送出去，正在变成收益条件的一部分。"}],[{"start":568.8000000000001,"text":"负电价把这种时段错配表现得更直观。国家能源局在2025年10月解释，随着新能源装机占比提高和现货市场运行完善，负电价可能更频繁出现。2025年9月，四川电力现货市场曾出现全天负电价，当时来水偏丰、气温下降导致负荷回落，供给能力超过用电需求近四成。2026年春节期间，四川现货市场最低出清电价为每千瓦时负0.05元，单日负电价最长持续6.5小时。"}],[{"start":603.1800000000001,"text":"负电价不等于发电企业整天倒贴售电。中长期合同、机制电量、辅助服务和其他结算安排会共同影响最终收入。它最有价值的信息是价格方向：系统在某些时段已经没有继续增加同类电量的需求。企业看到负电价后，需要问的是哪些时段电最不值钱、哪些负荷可以转移、储能能否在这些时段充电，以及跨区交易是否能够把电送到价格更高的市场。新能源项目的核心经营问题已经从“能发多少”延伸到“发出来的每一度电在什么时间值多少钱”。"}],[{"start":640.5000000000001,"text":"四、系统越来越需要储能，但商业模式仍在补齐"}],[{"start":645.4100000000001,"text":"当低价时段增多，最自然的解决办法是把电从低价时段搬到高价时段，储能随之成为高比例新能源系统的关键调节资源。截至2025年底，全国新型储能装机规模已经达到1.36亿千瓦。新型储能主要指抽水蓄能以外、通过电化学等技术实现电能存储和释放的设施。规模快速增长说明系统需求真实存在，项目盈利仍需要回答一个更具体的问题：谁为这项调节能力付钱。"}],[{"start":677.3700000000001,"text":"储能可以通过电能量价差获得收入，也可以提供调频、备用和顶峰能力。然而，市场的碎片化规则造成了很多问题。收入来自不同区域市场，项目能否参与、可以获得多少补偿，各地规则并不完全相同。"}],[{"start":695.1200000000001,"text":"2026年1月，国家发展改革委、国家能源局出台发电侧容量电价机制，明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制。容量电价按照设备在系统高峰时段能够持续稳定供电的能力给付收入，补偿的是可用容量和顶峰贡献。这项机制给长期依赖峰谷价差的储能项目增加了一条更稳定的收入路径，但适用对象和具体标准仍由地方按照政策条件确定。"}],[{"start":725.0700000000002,"text":"设备价格下降也没有自动解决储能收益问题。中关村储能产业技术联盟统计显示，2025年国内4小时磷酸铁锂储能系统平均中标价格为478.69元/千瓦时，较2024年下降26.07%。系统采购价格降低可以减少初始投资，但现货价差不足、调用次数有限或容量补偿覆盖不足时，项目回收期仍然可能拉长。储能当前的难点已经从“设备能不能建出来”转到“多种系统服务能不能形成可持续收入”。"}],[{"start":760.2800000000002,"text":"绿色价值也在经历类似的定价过程。绿色电力证书简称“绿证”，通常每1000千瓦时可再生能源电量对应1个绿证，用来证明这部分电力的绿色属性。2026年7月，全国单独交易绿证中，2025年份绿证平均价格为3.26元/个，2026年份为6.10元/个，折算到每千瓦时约为0.326分和0.61分。绿色属性已经形成可观察的市场价格，现阶段单独绿证收入仍然很难成为大多数项目的主要收益来源。电能量、容量、灵活性和绿色属性需要分别形成清晰的价格信号，新能源资产的系统价值才更容易转化为企业收入。"}],[{"start":805.7100000000002,"text":"不同储能技术对应不同成本结构和运行方式，项目收益最终都要回到系统服务能否形成稳定付费。对企业而言，项目测算应把能量交易、辅助服务、容量收入和绿色收益拆开计算，再判断每一项收入的政策资格、持续时间和波动范围。设备成本下降只有进入可预测的收入结构，才能转化为可融资的现金流。"}],[{"start":831.4800000000001,"text":"五、海外市场开始把供应链和合规写进价格之外的门槛"}],[{"start":836.6500000000001,"text":"国内价格竞争加剧以后，更多企业把海外市场视为利润和增长的重要来源。海外市场本身也在变化。过去一个中国新能源产品最容易解释的优势是成本和交付能力。现在，欧洲和美国正在把供应链韧性、本地制造、数据安全和产业政策纳入市场准入与采购决策，企业需要同时证明产品竞争力和本地经营能力。"}],[{"start":864.1800000000001,"text":"欧盟《净零工业法案》已经把这套思路写进可再生能源拍卖。从2025年12月30日起，成员国需要在至少30%的年度可再生能源拍卖量，或每年6GW的拍卖规模中应用非价格标准。2026年7月，欧盟委员会进一步发布实施指引，涉及负责任商业行为、网络和数据安全、按期交付能力，以及对供应链可持续性和韧性的贡献。对中国企业来说，报价更低已经无法覆盖全部评分维度，项目能否获得订单还取决于供应链来源、本地交付和合规体系。"}],[{"start":902.6800000000001,"text":"美国的政策信号更直接。2026年3月，美国贸易代表办公室启动针对“结构性过剩产能和生产”的301调查，中国在被调查经济体名单中，太阳能组件、电池和能源产品被列入涉及行业的示例范围。调查启动本身不等同于已经新增关税，它说明美国正在用产业安全和产能框架重新审视一批清洁能源商品。企业如果仍把出海理解为国内生产后直接出口，政策风险会更多集中到关税、原产地、本地化和供应链审查。"}],[{"start":937.71,"text":"海外业务的经营模型也需要随之调整。产品出口仍然是入口，利润能否持续越来越取决于项目开发、当地融资、供应链布局和售后服务四个环节能否形成闭环。国内低价竞争如果向海外市场复制，还会叠加贸易调查、供应链韧性和本地化要求带来的风险。对企业而言，海外市场的核心问题已经从“能不能卖出去”延伸到“能不能按照当地规则长期经营”。"}],[{"start":967.35,"text":"结语：下一轮行业分化会先出现在稳定现金流能力"}],[{"start":972.5600000000001,"text":"把制造、电站、电力市场、储能和出海放在同一条链条上，当前新能源的难可以归结为一个变化：行业增长仍在继续，过去形成利润的几条路径正在失效。制造端依靠持续扩产获取份额，容易碰到价格和现金流约束。电站端依靠资源条件和固定电价锁定收益，正在转向按时段和市场定价。海外端依靠成本优势扩大出口，也开始面对供应链韧性和本地经营要求。"}],[{"start":1005.07,"text":"这意味着下一阶段的竞争单位会从单个设备和单个项目扩大到完整经营系统。制造企业需要证明产品能够以合理价格长期交付，开发企业需要管理电价和发电曲线，储能企业需要把调节能力变成多元收入，出海企业需要建立当地供应链和合规能力。政策端最需要解决的也是同一个问题：让电能量、可靠容量、灵活调节和绿色属性形成更清晰、可预期的价值确认方式，同时让电网和市场建设速度跟上装机结构变化。"}],[{"start":1038.92,"text":"光伏成为第一大电源说明中国新能源已经跨过规模门槛。接下来决定企业质量的指标，会更多落到每一度电的实际收入、每一项系统服务的可交易价值，以及每一个项目能否形成稳定现金流。行业规模仍会增长，经营方式会变得更专业。能把设备成本、市场价格、系统服务和政策规则放进同一套经营模型的企业，更有机会穿过这一轮价值重估。"}],[{"start":1068.42,"text":"（本文仅代表个人观点。责编邮箱：yilin.yuan@ftchinese.com)"}]],"url":"https://audio.ftcn.net.cn/album/a_1790117387_1204.mp3"}