2026 上半年国内风光运营行业迎来系统性压力：资源走弱、消纳恶化、电价下行三重因素共振，大量央国企新能源板块出现 “装机增长、利润大幅下滑”，部分企业利润近乎腰斩，光伏板块受冲击显著大于风电。
一、三重核心冲击
1、资源端：来风、光照不及预期，利用小时回落
极端天气、气候波动，导致全国多地风资源、光照资源同比变差。
头部央企风电利用小时连续下行，部分区域风电小时数同比下降 200 小时以上；
光伏同样遭遇光照偏弱，发电量增速跟不上装机增速；
属于自然周期波动，但直接压低项目理论发电量基数，存量项目的实际产出低于可研测算值。
2、消纳端：装机爆发，弃风弃光抬头
风光装机持续爆发，但电网输送、调峰能力建设滞后，风光利用率连续三年回落。
2026 年上半年全国风电利用率 90.9%，同比下降 2.3 个百分点，部分西北、华北区域限电加重；
光伏正午集中大发，用电低谷时段大量电力无法外送，被迫弃光；
很多新项目可研按弃电率 5% 测算，实际运营到 10%‑20%，直接侵蚀现金流。
这也解释了为什么源网荷储一体化、绿电直供高载能负荷成为主流破局路径：把电就地供给化工、工业负荷，绕开大电网消纳瓶颈，就像前面鄂托克前旗项目，全部电量供给煤化工，不向外网送电，规避弃电风险上海证券交。
3、电价端：全面市场化，“保价时代” 结束
发改价格〔2025〕136 号文落地，新能源原则上全部进入电力市场，告别过去高比例保障性收购模式36氪。
中长期交易 + 现货市场共同定价，代购电价持续下行；西北部分区域光伏现货价格低谷跌至 0.15‑0.18 元 /kWh，正午大发时段出现接近零电价甚至负电价新浪财经；
市场化电量占比快速抬升，三峡能源等运营商市场化电量占比超 65%，风光结算电价同比下降 10% 以上；
光伏出力集中在午间低谷，现货市场压价更严重，光伏利润跌幅普遍显著高于风电。
二、央国企业绩现实表现
统计 20 家主流央国企上市公司，近八成企业风光板块净利润同比下滑：
三峡能源上半年归母净利润同比大跌 68.05%；中广核新能源同比下降 49.80%；中国电力下降 46.81%；
地方国企压力更大，粤电力 A 由盈转亏，金开新能净利润同比下滑 85.89%；
典型特征：装机还在扩张，但折旧、财务费用同步走高，增产不增利。国电电力光伏净利润同比暴跌 62.94%，度电净利润仅 0.026 元 /kWh，盈利空间极薄。
三、行业正在发生的结构性变化
项目筛选逻辑彻底改变：单纯看资源已经不够，优先看有没有稳定本地负荷、消纳通道、储能配置。自带工业负荷的源网荷储一体化项目，优先级远高于普通地面风光大基地；无消纳、无负荷的纯发电项目 IRR 大幅下修，部分央企主动缩减、终止低效项目新浪财经。
资产交易市场降温：过去民企建好风光项目溢价卖给央企的 BT 模式遇冷；现在央国企出价大幅压低，大量项目转让搁置，行业进入重估值阶段。
储能、源网荷储从 “成本负担” 变为生存刚需：储能一方面应对强制配储，另一方面做电量平移，规避低谷低价；源网荷储依靠自发自用，拿到远高于上网的工业电价，对冲市场化降价风险，成为高耗能区域新能源的主流模式新浪财经。
投资更加审慎：可研 IRR 普遍下调 1‑2 个百分点，企业严控新项目审批，不再盲目冲装机规模，转向追求现金流安全。
四、矛盾与启示（结合鄂托克前旗源网荷储案例）
普通集中式风光痛点：发出来，送不出去，卖不上价。 源网荷储模式解法：风光发电 + 储能调节 + 本地化工负荷消纳，余电不上网。 优势：绕开大电网消纳瓶颈，直接按工业直供电价结算，避开现货市场低价，但是风险点也转移到下游化工企业生产稳定性，如果负荷减产，项目收益同样受损上海证券交。
风险：源网荷储不是万能解药，需要负荷持续运行、储能增加投资成本，前期投资更高，对负荷侧经营稳定性高度依赖。
