搶裝潮后，招標市場持續收縮，下游電站受136號文推動光伏全面入市影響，電價與電量均失去保障，不少投資企業直接終止項目或持觀望態度……

這一趨勢已經在第三季度愈演愈烈，下游光伏市場的殘酷現實正在上演。

央國企集采、框采量

斷崖式下滑

政策東風過去后，光伏行業斷崖的不只是光伏裝機量，招標量也同樣。

梳理今年組件大型招標的時間線：

為了搶政策節點的窗口期，2、3月集中推進項目建設進度，并密集釋放招標需求。3月招標量達到頂峰，中核集團、南水北調等企業紛紛啟動了大規模的招標集采項目。

4、5月隨著搶裝節點臨近，企業大規模采購需求收縮，疊加電力市場政策變動影響，多個大型集采項目出現暫停或延遲，整體招標量驟降。6月隨著政策窗口關閉，市場觀望情緒升溫，招標量環比減少近半。

今年1-7月央國企集采、框采情況如下：

據集邦咨詢數據，Q2組件招標量僅6.5GW，環比大幅下降91%，拖累2025年上半年整體招標規模至78GW，同比下滑31.7%。

今年上半年招標較去年明顯下降。

不過，這對業內人士來說應早有預料，進入“十四五”裝機的最后一年，領受了政治任務的五大電力央企，國電投、國家能源集團、華能等提前一至兩年完成裝機目標，并未在2025年開啟大型集采，僅大唐開啟了超20GW組件采購，其他采購由中廣核、中核等六小電力央企和其他央國企貢獻。

直到7月，得益于華電集團開啟2025-2026年光伏組件集中采購，總容量20GW，使得招標量有所反彈，有望拉開下半年大型集采序幕。

電力央國企也已開始圍繞“十五五”進行規劃。近期，《三北沙漠戈壁荒漠地區光伏治沙規劃（2025-2030年）》下發，規劃到2030年新增光伏裝機規模2.53億千瓦，治理沙化土地1010萬畝。這一新增裝機規模相當于全國光伏總裝機量的40%，將直接推動光伏從“補充能源”一舉躍升為“主力能源”。

光伏的未來有光亮，但落到眼前，下游市場卻滿是慘淡景象。

受政策沖擊

多省分布式項目接連終止

今年4月，中國電建以“新能源電價政策調整”為由，終止了史上最大規模光伏組件集采。這一央企集采的終止，堪稱136號文影響最具標志性的事件。

除中電建涉及的51GW項目外，國家能源集團、大唐、國家電投、華潤、廣州發展等央國企及一批民企，累計終止的招標規模已超5GW。

此前搶裝潮中，不乏項目因未按時并網、核準或備案等原因終止。

搶裝潮后，多數終止項目的理由指向：電量與電價政策發生重大調整，導致項目可研報告的經濟評價邊界條件出現重大變化。

7月份，粗略統計，終止采購的光伏項目近1.5GW。

上述終止項目多為分布式光伏項目，涉及安徽、江蘇、山東、陜西等多個省份。可見，后136文時代對各省分布式項目的沖擊。

以山東省為例：

在其新能源機制電價競價改革文件中，直接將工商業分布式項目、增量配電網、源網荷儲一體化、綠電直連等項目中的風電和光伏發電排除在機制電價執行范圍之外，只有集中式光伏、戶用光伏以及風電能參與競價。

即便是能獲得機制電價的集中式和戶用光伏項目，門檻也在提升，必須滿足“可觀、可測、可調、可控”的“四可”技術條件，同時所有戶用光伏項目都需要獲得省級電網批復文件。

目前，超三分之一省份已出臺承接“136號文”的政策，推動電力市場化，光伏項目開發商承壓加劇。

還有更多省份，陷入政策的真空期。

與此同時，上游及行業的反內卷政策，也正沖擊電站建設。

7月25日，國家電投集團安徽電力有限公司2025年第3批招標（宣城市楊柳鎮170MW茶光互補光伏發電項目光伏組件采購）招標終止公告發布。公告顯示，該項目終止招標的原因是撤項。

該項目7月23日剛公示中標候選人，0.619元/W的投標單價因過低引發行業關注，不排除反內卷政策及低價中標風險等因素導致企業撤項。

隨著在反內卷利好政策頻出，上游硅料、硅片價格持續攀升，7月份，國內多晶硅價格累計漲幅約36.92%，8月初硅料價格趨于穩定。漲價的影響正向電站端蔓延。

7月1日，華潤電力發布2025年第2批光伏項目光伏組件設備集中采購，分3個標段，共計采購N型TOPcon雙面雙玻光伏組件3GW，原定7月22日開標。僅半個月后，華潤公告稱，因受外部環境變化、項目建設進度等因素影響，將開標時間暫定延期至2025年8月18日，具體開標時間另行通知。

7月2日，東營輝陽清潔能源有限公司于發布了漁光互補四期1350MW太陽能光伏發電站項目組件采購招標公告，招標容量975MW，總預算金額74100萬元。不過，7月底該項目也因政策調整而終止采購。

上游價格上漲與下游電站收益困境相互交織，夾在中間的組件，儼然成為光伏產業的矛盾焦點。

越來越多項目延期或終止的現象表明，當下即便上游價格只有幾分錢的波動，也會讓終端投資商倍感壓力。

對包括五大六小發電央企以及諸多民企開發商來說，光伏產品漲價意味著新能源投資收益率進一步受到擠壓。

有業內人士分析，要讓全產業鏈均有合理利潤，組件價格則需回升至每瓦一元，但當前光伏電站的收益率難以支撐每瓦一元的“高價”組件。

項目終止的趨勢延續至8月份，截至上半月，包括新疆、山西、甘肅等地終止項目總計已達到1.22GW。

央國企收益率標準調整

重效益時代來臨

現階段，能讓光伏電站業主接受的電站投資收益率是多少？

去年年底，有收益率8.53%的光伏項目被砍掉，震驚業內。該項目出自“綠電之王”國電投旗下公司。

2024年10月，內蒙古電投能源股份有限公司發布《關于核銷赤峰市阿魯科爾沁旗40MW戶用分布式光伏項目公告》顯示，赤峰市阿魯科爾沁旗 40MW 戶用分布式光伏項目，總投資為 1.63 億元。2022年9月7日取得立項批復。2023年7月24 日，取得電投能源投資決策批復。

本項目資本金財務內部收益率為8.53%，根據分布式光伏項目投資收益率2024年10月的要求，已不具備繼續推進條件，建議核銷。

近期又有一個收益率為8.11%的項目被放棄，再次吸引行業目光，同樣是來自國電投旗下。

8月7日，國電投旗下吉電股份公告，公司審議通過了《關于不再投資建設河北省張家口市懷安縣200兆瓦風光儲一體化項目的議案》。

吉電股份于2024年12月12日針對上述項目發布過投資計劃。項目位于張家口市懷安縣左衛鎮、太平莊鄉境內，規劃建設100兆瓦風電、100兆瓦光伏項目，配置30兆瓦/60兆瓦時儲能系統。

項目工程動態投資12.6億元，考慮限電因素后風電年均利用2054小時，光伏項目年均1396小時，考慮未來市場化交易導致電價波動影響，資本金內部收益率8.11%，投資回收期(稅后)為12.05年。

根據吉電股份7月最新公開的投資者活動表來看，公司對項目的IRR基本要求為8%，結合市場變化和項目情況研究確定。

可以猜測，以上項目在市場化后收益率降低幅度可能超過企業測算，已低于8%，導致企業最終選擇放棄。

在市場不斷變化之際，央國企對收益率測算必須越發精細。今年上半年，國電投執行“一分錢”提質增效專項工作，度電成本同比降低超1.2分錢，新能源度電成本同比明顯降低。

曾經大力開發風光大基地，項目投資回報率不低于6%的日子已不再，各項規則都在細化。

7月，大唐集團正式發布《大唐集團新能源項目收益率動態管理方案》，根據文件，明確了不同類型風電、光伏項目的稅前全投資內部收益率(主)、稅后資本金內部收益率(輔)要求。其中，境內不同省份的投資收益率決策標準為稅前全投資內部收益率6~7%。

解釋一下：

稅前全投資IRR：反映項目本身的盈利能力，不受融資結構和稅收政策影響，適合集團層面統一比較。

稅后資本金IRR：反映股東實際獲得的回報，考慮了貸款利息的稅盾效應和不同融資比例的影響，適合評估具體投資主體的收益。

在具體實施上，大唐要求所有新項目在立項、投資決策、開工決策階段，均應滿足收益率管控標準要求；對于不滿足標準要求的項目，須經集團公司進行專項決策。

與此同時，針對不同地區的資源稟賦、電價水平和建設成本進行差異化管理，避免了"一刀切"導致的優質區域投資不足問題。

差異化管理的深化、對項目經濟性與抗風險能力的強調，從國電投及大唐的新規中可見一斑——央國企的投資邏輯正發生深刻變革，從“拼規模”轉向“重效益”的導向已正式確立。