抢装潮后，招标市场持续收缩，下游电站受136号文推动光伏全面入市影响，电价与电量均失去保障，不少投资企业直接终止项目或持观望态度……

　　这一趋势已经在第三季度愈演愈烈，下游光伏市场的残酷现实正在上演。

　　央国企集采、框采量

　　断崖式下滑

　　政策东风过去后，光伏行业断崖的不只是光伏装机量，招标量也同样。

　　梳理今年组件大型招标的时间线：

　　为了抢政策节点的窗口期，2、3月集中推进项目建设进度，并密集释放招标需求。3月招标量达到顶峰，中核集团、南水北调等企业纷纷启动了大规模的招标集采项目。

　　4、5月随着抢装节点临近，企业大规模采购需求收缩，叠加电力市场政策变动影响，多个大型集采项目出现暂停或延迟，整体招标量骤降。6月随着政策窗口关闭，市场观望情绪升温，招标量环比减少近半。

　　今年1-7月央国企集采、框采情况如下：

　　

　　据集邦咨询数据，Q2组件招标量仅6.5GW，环比大幅下降91%，拖累2025年上半年整体招标规模至78GW，同比下滑31.7%。

　　今年上半年招标较去年明显下降。

　　不过，这对业内人士来说应早有预料，进入“十四五”装机的最后一年，领受了政治任务的五大电力央企，国电投、国家能源集团、华能等提前一至两年完成装机目标，并未在2025年开启大型集采，仅大唐开启了超20GW组件采购，其他采购由中广核、中核等六小电力央企和其他央国企贡献。

　　直到7月，得益于华电集团开启2025-2026年光伏组件集中采购，总容量20GW，使得招标量有所反弹，有望拉开下半年大型集采序幕。

　　电力央国企也已开始围绕“十五五”进行规划。近期，《三北沙漠戈壁荒漠地区光伏治沙规划（2025-2030年）》下发，规划到2030年新增光伏装机规模2.53亿千瓦，治理沙化土地1010万亩。这一新增装机规模相当于全国光伏总装机量的40%，将直接推动光伏从“补充能源”一举跃升为“主力能源”。

　　光伏的未来有光亮，但落到眼前，下游市场却满是惨淡景象。

　　受政策冲击

　　多省分布式项目接连终止

　　今年4月，中国电建以“新能源电价政策调整”为由，终止了史上最大规模光伏组件集采。这一央企集采的终止，堪称136号文影响最具标志性的事件。

　　除中电建涉及的51GW项目外，国家能源集团、大唐、国家电投、华润、广州发展等央国企及一批民企，累计终止的招标规模已超5GW。

　　此前抢装潮中，不乏项目因未按时并网、核准或备案等原因终止。

　　抢装潮后，多数终止项目的理由指向：电量与电价政策发生重大调整，导致项目可研报告的经济评价边界条件出现重大变化。

　　7月份，粗略统计，终止采购的光伏项目近1.5GW。

　　

　　上述终止项目多为分布式光伏项目，涉及安徽、江苏、山东、陕西等多个省份。可见，后136文时代对各省分布式项目的冲击。

　　以山东省为例：

　　在其新能源机制电价竞价改革文件中，直接将工商业分布式项目、增量配电网、源网荷储一体化、绿电直连等项目中的风电和光伏发电排除在机制电价执行范围之外，只有集中式光伏、户用光伏以及风电能参与竞价。

　　即便是能获得机制电价的集中式和户用光伏项目，门槛也在提升，必须满足“可观、可测、可调、可控”的“四可”技术条件，同时所有户用光伏项目都需要获得省级电网批复文件。

　　目前，超三分之一省份已出台承接“136号文”的政策，推动电力市场化，光伏项目开发商承压加剧。

　　还有更多省份，陷入政策的真空期。

　　与此同时，上游及行业的反内卷政策，也正冲击电站建设。

　　7月25日，国家电投集团安徽电力有限公司2025年第3批招标（宣城市杨柳镇170MW茶光互补光伏发电项目光伏组件采购）招标终止公告发布。公告显示，该项目终止招标的原因是撤项。

　　该项目7月23日刚公示中标候选人，0.619元/W的投标单价因过低引发行业关注，不排除反内卷政策及低价中标风险等因素导致企业撤项。

　　随着在反内卷利好政策频出，上游硅料、硅片价格持续攀升，7月份，国内多晶硅价格累计涨幅约36.92%，8月初硅料价格趋于稳定。涨价的影响正向电站端蔓延。

　　7月1日，华润电力发布2025年第2批光伏项目光伏组件设备集中采购，分3个标段，共计采购N型TOPcon双面双玻光伏组件3GW，原定7月22日开标。仅半个月后，华润公告称，因受外部环境变化、项目建设进度等因素影响，将开标时间暂定延期至2025年8月18日，具体开标时间另行通知。

　　7月2日，东营辉阳清洁能源有限公司于发布了渔光互补四期1350MW太阳能光伏发电站项目组件采购招标公告，招标容量975MW，总预算金额74100万元。不过，7月底该项目也因政策调整而终止采购。

　　上游价格上涨与下游电站收益困境相互交织，夹在中间的组件，俨然成为光伏产业的矛盾焦点。

　　越来越多项目延期或终止的现象表明，当下即便上游价格只有几分钱的波动，也会让终端投资商倍感压力。

　　对包括五大六小发电央企以及诸多民企开发商来说，光伏产品涨价意味着新能源投资收益率进一步受到挤压。

　　有业内人士分析，要让全产业链均有合理利润，组件价格则需回升至每瓦一元，但当前光伏电站的收益率难以支撑每瓦一元的“高价”组件。

　　项目终止的趋势延续至8月份，截至上半月，包括新疆、山西、甘肃等地终止项目总计已达到1.22GW。

　　

　　央国企收益率标准调整

　　重效益时代来临

　　现阶段，能让光伏电站业主接受的电站投资收益率是多少？

　　去年年底，有收益率8.53%的光伏项目被砍掉，震惊业内。该项目出自“绿电之王”国电投旗下公司。

　　2024年10月，内蒙古电投能源股份有限公司发布《关于核销赤峰市阿鲁科尔沁旗40MW户用分布式光伏项目公告》显示，赤峰市阿鲁科尔沁旗 40MW 户用分布式光伏项目，总投资为 1.63 亿元。2022年9月7日取得立项批复。2023年7月24 日，取得电投能源投资决策批复。

　　本项目资本金财务内部收益率为8.53%，根据分布式光伏项目投资收益率2024年10月的要求，已不具备继续推进条件，建议核销。

　　近期又有一个收益率为8.11%的项目被放弃，再次吸引行业目光，同样是来自国电投旗下。

　　8月7日，国电投旗下吉电股份公告，公司审议通过了《关于不再投资建设河北省张家口市怀安县200兆瓦风光储一体化项目的议案》。

　　吉电股份于2024年12月12日针对上述项目发布过投资计划。项目位于张家口市怀安县左卫镇、太平庄乡境内，规划建设100兆瓦风电、100兆瓦光伏项目，配置30兆瓦/60兆瓦时储能系统。

　　项目工程动态投资12.6亿元，考虑限电因素后风电年均利用2054小时，光伏项目年均1396小时，考虑未来市场化交易导致电价波动影响，资本金内部收益率8.11%，投资回收期(税后)为12.05年。

　　根据吉电股份7月最新公开的投资者活动表来看，公司对项目的IRR基本要求为8%，结合市场变化和项目情况研究确定。

　　可以猜测，以上项目在市场化后收益率降低幅度可能超过企业测算，已低于8%，导致企业最终选择放弃。

　　在市场不断变化之际，央国企对收益率测算必须越发精细。今年上半年，国电投执行“一分钱”提质增效专项工作，度电成本同比降低超1.2分钱，新能源度电成本同比明显降低。

　　曾经大力开发风光大基地，项目投资回报率不低于6%的日子已不再，各项规则都在细化。

　　7月，大唐集团正式发布《大唐集团新能源项目收益率动态管理方案》，根据文件，明确了不同类型风电、光伏项目的税前全投资内部收益率(主)、税后资本金内部收益率(辅)要求。其中，境内不同省份的投资收益率决策标准为税前全投资内部收益率6~7%。

　　解释一下：

　　税前全投资IRR：反映项目本身的盈利能力，不受融资结构和税收政策影响，适合集团层面统一比较。

　　税后资本金IRR：反映股东实际获得的回报，考虑了贷款利息的税盾效应和不同融资比例的影响，适合评估具体投资主体的收益。

　　

　　在具体实施上，大唐要求所有新项目在立项、投资决策、开工决策阶段，均应满足收益率管控标准要求；对于不满足标准要求的项目，须经集团公司进行专项决策。

　　与此同时，针对不同地区的资源禀赋、电价水平和建设成本进行差异化管理，避免了"一刀切"导致的优质区域投资不足问题。

　　差异化管理的深化、对项目经济性与抗风险能力的强调，从国电投及大唐的新规中可见一斑——央国企的投资逻辑正发生深刻变革，从“拼规模”转向“重效益”的导向已正式确立。