2025年5月光伏市場交出了一份史詩級的成績單——單月新增裝機量92.92GW，同比暴漲388.02%，今年光伏裝機潮寫下濃墨重彩的注腳。

開年短短5個月，全國光伏新增裝機量已達197.85GW，相當于完成了2024年全年新增裝機的71%。

這波瘋狂裝機潮中，行業“狂歡”與“焦慮”情緒同時蔓延。一邊是裝機數據刷新歷史，一邊是電站資產被密集拋售，甚至淪為雞肋資產。

隨著新能源的全面入市，光伏電站的消納能力、實際發電量與收益都被蒙上一層迷霧。不同省份間的政策差異與電價劇烈波動，讓光伏投資從“閉眼賺錢”的時代徹底終結。新項目收益，仿佛在開盲盒。

光伏電站的生存狀態幾乎決定了整個產業鏈的競爭狀態。資產拋售信號不斷釋放，央企剝離低效電站、民企轉讓回籠資金，部分項目以極低價掛牌轉讓。光伏電站這門曾經的“黃金生意”還是一門好生意了么？

民企加速光伏電站轉讓，資產換現金

出售光伏資產是正常商業行為，尤其對民營投資商而言，光伏電站前期投資巨大，企業通過出售成熟項目快速回籠資金，支持新項目開發，形成“投資-退出-再投資”良性循環。

2024年光伏資產交易非常活躍，據媒體統計數據，2024年，行業中光伏資產轉讓規模超過27GW，被轉讓項目公司超過600家，資產對價超過900億元。

陽光電源、正泰、天合、晶科等十家上市公司年報披露對外轉讓光伏電站總量超過20.87GW，但較2023年下降約23%。

以上部分企業還呈現出建多賣少，持有電站累計凈增加的狀態。這導致負責電站業務的子公司普遍面臨負債總額飆升的壓力，資產負債率超70%已成常態。從負債結構看，流動負債是主要構成部分，其中應付賬款又在流動負債中占據較大比重，且這一占比持續攀升。

近幾年民企都在向輕資產方向轉型，加大出售光伏資產的力度，以及時回籠資金。

政策因素極大程度上影響企業資金鏈，光伏補貼是否及時到位、電價調整，市場化的交易推進，影響企業收益預期，進而影響其支付能力。

“5·31”節點剛過，新能源入網價格將正式按照市場化定價，投資回報不確定性上升，給民企帶來的挑戰加劇。

去年11月，晶科能源轉讓300MW光伏電站，預計回流資金約12.25億元。今年6月24日，晶科科技又轉讓76.55MW工商業光伏電站，繼續推進“滾動開發”的輕資產戰略，明確打造電站“產品化”能力，進一步優化資產結構，加快資產周轉效率，縮短投資變現周期。

正泰安能去年12月，確定擬根據戰略規劃向大型能源國央企、金融機構等第三方投資者出售戶用光伏電站，授權出售的總裝機量不超過14GW。

假設2025年度正泰安能的電站銷售保持此前3元/W的水平，理想狀態下其14GW的銷售規劃對應著約420億元的銷售體量。

近期出售光伏資產的林洋能源也頗具代表性。6月初，其將旗下5家公司100%股權轉讓給粵水電，合計對價約4.71億元，涉及236.5MW。對于出售原因，該公司提到補貼回款壓力、戰略轉型需求。

截至2024年年末，林洋能源應收賬款賬面余額合計（按壞賬計提方法分類披露）46.34億元，其中21.28億元為“光伏發電應收補貼組合”。

對林洋能源而言，這無疑是一場及時的資產換現金。本次轉讓項目前期經營期間回款以及本次交易款項合計現金流可覆蓋投資總額的120%以上。

另外，截至2025年一季度末，該公司自持電站中平價電站占比已從2021年的19%提升至47%。

民企正在進行一場資產大換血，拋售一些需要長期運營的重資產，轉向技術門檻更高的光儲協同與平價電站賽道。

央企收緊投資策略，地方國企接力光伏投資

曾幾何時，“五大六小”央國企以雷霆之勢吃下光伏市場大半份額，“十四五”期間實際裝機量正趨近規劃目標，甚至國家電投等已提前完成既定目標。

由此，在完成國資委的考核指標后，央國企自然開始戰略重構以及重新審視光伏項目的資產質量。

從去年開始，以國家電投為主，以及國家電網、三峽集團、中廣核、東方電氣、中電建、中煤、中國中車集團、南方電網等能源和電力央企都通過產權交易所密集掛牌轉讓新能源資產。

總體來看，央國企拋售主要原因集中在以下幾點：

（1）收益率下滑：電網消納壓力增大，新能源電站發電量和電價受到影響；非技術成本（土地成本等）上升，部分新能源項目無法實現承諾的收益率；

（2）政策調整：補貼退坡和市場化沖擊；

（3）戰略調整：剝離低效資產，低效、虧損項目被列入轉讓名單，將資源集中到更具盈利潛力的優質項目上，有助于央企提升資產收益率，實現更健康的財務表現。

央國企的戰略收縮并非一味看衰光伏，而是投資邏輯的改變。

面對現階段收益率下滑與風險升高，央國企確實普遍收緊投資策略：多數集團將重點轉向大基地及現有項目提效、轉型綜合能源服務。

比如五大中，國家電投重點發展海上項目、大基地、零碳園區等；

國家能源集團將聚焦海上風電、沙戈荒基地開發，叫停了多個分布式光伏項目招標；

華能以基地型規模化清潔能源基地開發為重點，加快重大能源項目建設；

華電則強調擴綠提質增新，提升戰略性新型產業收入和增加值占比；

大唐則提到推動存量增效，成本領先，增量做優，向縱深發展等。

未完成“十四五”規劃的能源央國企接替成為電站開發主力，尤其在大基地項目上。除此之外，地方項目開發權也在下沉至地方國企或民營資本。

地方國企出于本土發展需求更側重于區域資源整合，必要時兜底收購本地資產，還會為了配合消納指標收購一些分布式項目。

地方能源國企的綠色考核愈發嚴苛。通過收購現成項目，控制綠電綠證資源，利于完成裝機和消納指標、滿足能耗“雙控”考核。

比如粵電力表示，2025年公司擬建及收購的新能源電站高達2.78GW，在建2.08GW。廣東建工近幾年也在加碼新能源業務，投資版圖遍及云南、黑龍江、西藏、甘肅等地。

廣東省能源集團、湖南發展、深圳能源、京能集團、浙能集團等一批地方能源投資公司，近年來紛紛通過并購、新建等方式將光伏電站納入旗下。

直面中國光伏的成人禮

必須承認，光伏行業的成人禮正帶來劇烈的成長痛。“只要陽光好，就能躺著掙錢”曾是光伏投資者的信條，卻在2025年的光伏浪潮中碎成齏粉。

電價機制改革的過程中已顯現陣痛。

一方面，上半年超過50GW風電、光伏項目被官方公告廢止。

對收益率要求極高的大型央國企而言，若項目無法確保內部收益率（IRR）不低于7%-8%，直接放棄項目成為理性選擇。

另一方面，電價市場也正上演由西向東、由南向北的電價塌方。江蘇、廣東、山東、蒙西等電力市場化進程較快的地區，電價跌破預期，觸底態勢明顯。

2025年4月，山東光伏現貨交易均價跌至0.016元/度，創下中國電力市場化改革以來的最低紀錄。與前幾年0.35-0.4元/kWh的中長期合約電價相比，利潤空間幾乎被壓縮殆盡。

寧夏、內蒙古部分風光項目出現電價倒掛；山西、甘肅、河北等地集中式電站限電停發現象加劇。

進入6月，江蘇電力市場中長協集中競價跌至中長期的地板價，破億的新能源裝機量給了江蘇充足降電價的空間。但對發電企業難言樂觀。

與此同時，已經有17個省陸續下發了省級《分布式光伏開發建設管理辦法》的正式稿或征求意見稿，對分布式光伏的設限終結“裝得越多賣得越多”的紅利時代。

光伏行業的大干快上終將成為過去。

硬幣的另一面，光伏電站的終極競爭力，正式從“依賴補貼的度電成本”轉向“市場化環境下的價值運營能力”，而136號文正是這場轉型的制度引擎。

伴隨政策落地，業主側從發現收益下滑到調整投資策略，至少需要半年以上的適應期。

好消息是，諸多企業已在調整策略，應對挑戰。

光伏行業協會執行秘書長劉譯陽分析，曾經分布式市場在補貼加持下旱澇保收，其中也魚龍混雜，一些跑路條跑資源的機構或個人賺得盆滿缽滿，而干光伏的企業或投資機構收獲辛苦錢。這樣的市場是不正常的和不可持續。

在過去幾年狂飆的裝機浪潮中，市場究竟沉淀了多少優質光伏電站？亟待時間驗證。那些在搶裝潮中匆匆并網的項目里，又有多少會面臨預期收益不達標的困境？

劉譯陽認為，136號文的出臺后，可能不會太長，半年左右一年之內，相關的市場的亂象就會得到明顯改善；長遠看，在市場經營多年，技術、運營經驗豐厚，了解用戶痛點的企業，終將迎來廣闊天地。

未來新能源的破局之道，在于深度融入綜合能源一體化服務體系。配儲、虛擬電廠、綠電直連、源網荷儲一體化等創新解決方案次第登場，光伏電站行業的競爭門檻已肉眼可見抬升。

從樂觀的角度，光伏全產業鏈多年來的技術攻堅與成本下探，已推動光伏成為世界上的重要能源之一。如今直面市場化的洗禮，光伏從發電的角度來說，才剛剛開始。