央企暂缓光伏投资：不是不想投，是投决的账算不清了

国家能源局数据显示， 2026年上半年全国光伏新增装机72.07GW，同比下降约66%，5月单月新增更是2023年以来的次低水平。装机骤降并非源于行业丧失了投资意愿， 在光伏們的调研中，发电企业的普遍反馈是， “不是不能投， 而是 确实过不了投决 ”。

当前， 卡住 光伏电站 投决的不是某一个因素 ， 电价与限电的持续恶化已是行业共识，但在这两个公认的边界条件之外，税收追缴、考核费用、合规改造成本等一批新变量正在叠加，让光伏电站的投资测算越来越难落笔。

从电价、限电到税费追缴：投决的边界条件正在被改写

与存量项目当年过投决时相比，电价的边界已经面目全非。机制电价只覆盖部分电量，且有执行期限；期限结束之后，电量全部进入现货市场， 电价预测成为空中楼阁。 “事实上，行业都清楚， 无论用何种模型 ， 10年后的市场电价（机制电价覆盖之外的部分）都是一个极不确定的因素， 但 投资测算必须有明确的边界条件作为依据，否则测算本身就失去了根基 ， 也无法说服集团过会 。 ”

从当前的形势看， 现货 价格 的冲击已在局部市场显现。广东自 2025年11月执行节点电价后，区域价差迅速拉大 ， 据了解，像 东莞、珠海等阻塞严重的节点电价可超过 1元/千瓦时，部分地区则出现负电价，电站发电反而需要向电网补钱 ， 而 辽宁 、 河北、山东等多省则大规模出现负电价。

限电是另一道收紧中的边界。全国新能源消纳监测数据显示， 2026年一季度光伏利用率已降至91.2%，青海、甘肃、西藏等省份不足85%。 但场站实际运营的限电数据远高于此， 有央企人士透露，如今的投资测算要把 30%甚至40%的限电率纳入边界条件 ， 而在 1~2 年前， 5%到10%的限电率都被认为难以接受。

《 新型电力系统建设 “十五五”规划》提出分地区分档确定新能源利用率指导目标 ，不同地区新能源利用率范围 85~95%，限电的投资决策边界不确定性进一步增强。

电价与限电之外，税收是过去一年行业感受最深的新变量，且追缴名目不止一种。

力度最大的是土地两税 ， 这一税收追缴几乎正将存量光伏电站拖入盈亏边缘 。三免三减半 税收优惠 的追缴同样多点开花。 部分地区 税务部门认定部分分布式光伏项目公司无本地社保参保员工，不符合优惠条件，一个六七百千瓦的项目需补缴税款加滞纳金约 3.6万元，佛山、珠海等地部分项目甚至被锁税盘、无法开票结算。

这些本是存量项目的风险，但已经 间接的 改写了增量项目的测算口径。据光伏們了解，部分央企在部分省份的财务测算模型中，已将三免三减半优惠整体剔除，耕地占用税、城镇土地使用税也改按全场站面积征收测算。在 这些 全面积征收的省份，每 100 MW 光伏对应的土地税约 2000万至4000万元 。 “ 这笔税额一进模型，基本上就成为决定项目能否通过投决的核心指标。加上土地税之后，光伏电站的投决账几乎算不过来。 ”

成本端的新变量：考核、整改与涉网试验

在电站 收入端承压的同时， 在项目的投后运营期也面临诸多不确定性成本的增长 。

山东自 2026年1月起施行新版“两个细则”：新增日内功率预测准确率考核，日前、日内、超短期三项并行；偏计划曲线考核电量与现货市场价格衔接，并加大平衡紧张时段的反向偏曲线考核力度；10千伏分布式光伏也被纳入考核范围。

光伏們了解到，某 发电央企 山东 公司仅今年上半年新能源两个细则考核费用就 超过 1. 5 亿元，占其风电、光伏合计盈利的三分之一以上。而这些支出，此前大多不在投决测算的边界之内。

与此同时， 安全合规的要求也在升级为硬约束。今年 3月，国家发改委发布《电力重大事故隐患判定标准及治理监督管理规定》 明确， 并入 22 0 千伏以上电压等级电网的风电场、光伏电站、电化学储能电站，若不具备国家标准规定的低电压穿越、高电压穿越、电压控制、动态无功支撑能力和频率运行适应性，或未按调度要求投入有功、无功控制系统，或未按国家标准完成并网试验，即判定为重大隐患；企业未采取措施消除隐患的将被处罚款，拒不执行的责令停产停业整顿，直接负责的主管人员也要被追责。

对存量的集中式场站而言，涉网性能整改与并网试验由此从软要求变成了不整改就可能停产的刚性合规成本。 “ 这部分的投入对于集中式光伏场站也是动辄几十万的成本，这对于正在陷入亏损压力的场站，即使单体规模比较大，也是一笔不小的支出，并且一些技术标准尚未清晰，很多改造是否合理也只有电网公司说了算 ”，一家央企省公司生产部门主管领导告诉光伏們。

实际上， 涉网试验的压力对集中式与分布式场站同样存在。集中式场站的一次调频、快速频率响应改造及入网试验，在西北、山西等省份早已推开，改造方案涉及加装一次调频装置、升级逆变器控制策略、第三方试验备案等多个环节。集中式场站单体规模大，这些费用分摊到单瓦上没有分布式那么高 ， 但对于不足 1MW 的 分布式 光伏来说 ，一个几百千瓦的项目改造费用约 3~4 万元，部分城市要求存量项目出具电网性能报告，一份报告费用约 10万元，相当于一座1 MW 分布式电站现有价值的 10%以上。

同样落在运营端的还有四可改造。按规定，存量项目的四可改造费用由电网公司承担，但因推进进度等问题，企业为避免限发风险大多不得不先行垫付；而四可的执行标准至今尚未出台，户用项目单月收益仅数百元，改造投入与项目收益完全不匹配。

实际上， 这些成本有一个共同特征：它们不是技术成本，且大多发生在投产后的运营阶段 ， 这在 投决时 是 无从计入 的 ， 但却是运营后必须面对的 。

所有变量放在一起， 光伏电站投资的 核心矛盾浮现出来 ， 不确定性的边界让电站投决只能愈发趋严，大部分项目无法过会。 对央国企而言，边界不明还 意味着 责任。电站投运后若出现亏损， 必须要有人 承担连带责任。在这种约束下，没有企业愿意在投决上激进，保守成为默认选项 ， 包括 提高自发自用比例、对上网电价采取极保守的测算标准、抬高合作方准入门槛。 导致的 结果并非简单的 “不愿投资”，而是符合审批标准的项目池在快速收缩——暂停新项目投资，是最安全的选择。

边界条件恶化，测算无法通过，投资被迫暂停，装机随之下滑 ， 由此形成了行业的恶性循环 。 而 上半年 66%的 装机 降幅，正是这个循环在市场端的投影。

当然， 行业也在寻找出口。绿电直连、多年期购电协议等模式，本质上都是企业在不确定性中重建 “新边界”的尝试。但更广泛的共识是：行业可以接受没有优惠的未来，却难以接受没有规则的现实。无论是土地两税的计税口径，还是考核与分摊的分担机制，都需要一个清晰、稳定、可预期的制度边界。在边界条件重建之前，“不投”本身，就是最理性的投决结论。

责任编辑：孙琦懿