封面报道 | 西北新能源投资变局

本文首发于《能源》杂志2026年第8期封面文章栏目。

文/本刊记者 范珊珊 武魏楠

我国西北区域的新能源产业，如今告别了规模扩张的黄金时代，正式步入了一个充满不确定性的调整周期。

西北地区是中国风光资源最富集的区域，曾是能源企业布局新能源项目、扩大装机规模的热土。广袤无垠的戈壁、价格低廉的土地、充沛的阳光与长风，构成了一幅近乎完美的投资图景。

过去几年，西北五省风光装机以肉眼可见的速度增长。2025年，西北电网新增新能源装机首次突破1亿千瓦。截至当年底，西北电网新能源装机总量突破4亿千瓦，占区域总电源装机比重达60%，年绿电发电量超4300亿千瓦时，高居全国各区域电网首位。

然而，装机狂飙突进的另一面，是系统深处日益扩大的裂痕。本地用电负荷增长有限，电网消纳空间捉襟见肘，外送通道建设相对滞后。供需两侧的错位，在电力市场化改革的浪潮中被彻底放大。

西北区域的新能源产业，告别了规模扩张的黄金时代，正式步入了一个充满不确定性的调整周期。上市公司的半年报是最诚实的见证者。

三峡能源2026年上半年归母净利润预计10.45亿元至12.95亿元，同比下滑66%至73%，相较上年同期38.15亿元的利润近乎腰斩。公告中的解释直指核心：市场化交易比例持续提升，电价随行就市波动下行；部分区域电网消纳空间收紧，电量无法全额并网。营收端双向承压，利润自然失守。

即便是新疆本地核心新能源平台立新能源，也难以独善其身。据公告，公司上半年光伏发电收入同比下滑11.22%，业务毛利率下降4.62%，仅靠储能业务勉强稳住基本盘。

另一家上市公司金开新能，2026年上半年营业收入为16.92亿元，同比下降11.99%；归母净利润为8057.41万元，同比下降81.66%。西北地区（尤其是新疆和宁夏）约占金开新能总装机容量的三分之一，是其最重要的区域市场之一。

西北新能源电站的经营困境，已从行业讨论变成财报数字，再变成每一家投资企业面前的现实考题。限电高发、电价走低、刚性成本高企——三重压力叠加，旧有的投资逻辑正在被改写。

由此，我们有必要深入拆解这场变局的来龙去脉：投资热潮如何退却，消纳困局何以形成，收益模型为何失效，行业正在哪些方向上寻找突围之路。

01

投资退潮？

2025年，可以说是我国西北风光项目投产的峰值之年。

新疆依托广袤戈壁，全年新增风光装机超2200万千瓦。国网新疆电力有限公司的数据显示，截至2025年底，新疆新能源装机突破1.6亿千瓦，占全疆总装机容量的64%，已成为新疆第一大电源和发电量增量主体。

甘肃全年新增1600万千瓦，年末风光总装机突破8000万千瓦，新能源装机占全省电源比重达64.6%，风电和光伏也跃升为省内第一、第二大电源。

宁夏凭借本地高耗能负荷的支撑，2025年新增风光装机1100万千瓦，年末风光总装机达到5732万千瓦，装机占比62.6%。陕西2025年新增风光装机达1004万千瓦，占比达51.1%，首次超过火电。

青海全年新增风光装机950万千瓦，新能源装机占比突破73%，清洁能源整体装机占比超93%。西北电网由此成为全国首个新能源装机过半的区域电网。

然而，装机的狂飙突进，并未换来等量的消纳空间，是西北几个省份共同面临的局面。省内工业与居民用电体量远远无法匹配本地消纳能力。

新疆风光资源冠绝全国，但跨区外送通道的规划建设滞后于基地投产速度，戈壁片区局部限电常年高发，“装机过剩、负荷不足、外送不畅”的格局根深蒂固。

供需失衡的后果，反映在现货市场的价格走势上。据公开统计，2026年1至5月，新疆疆内光伏、风电市场结算价格持续走低，光伏综合结算均价跌破0.1元/千瓦时，风电综合结算均价跌破0.14元/千瓦时。现货与机制电价之间横亘着巨大的差价波动空间，项目盈利高度依赖机制电量的分配比例。

市场拐点在2026年上半年正式到来。根据国家能源局发布的数据，2026年上半年风电新增装机3862万千瓦，同比下降25%；光伏新增装机7207万千瓦，同比下降66%；风光合计新增装机11069万千瓦，同比下降58.5%。

西北多数省份降幅高于全国平均水平：新疆、甘肃同比降幅接近八成，陕西、宁夏降幅超七成，青海降幅接近九成。西北风光领域的投资信心正在明显退潮。

2026年上半年新能源装机大幅下滑，表面看有“731”抢装带来的高基数效应，深层原因在于多重结构性矛盾的集中爆发。新能源全面入市，现货电价低位运行直接击穿了固定电价时代的收益模型；分时电价将午间光伏满发时段划为低谷时段，进一步压低了收入天花板；而西北等地区消纳空间逼近天花板，限电率升高，投资意愿随之下行。多重因素叠加，宣告了过去单纯追求装机规模的粗放模式正式落幕。

投资退潮的背后，消纳空间收窄是最根本的制约因素。当新增装机无法匹配足够的用电市场，限电率便开始一路上行，成为整个行业绕不开的硬约束。

02

消纳困局

在全国新能源电力消纳监测预警中心发布的数据中，西北的消纳压力一目了然。

2025年，甘肃全年弃风率9.5%、弃光率17.5%；青海弃风率8.1%、弃光率21.3%；新疆全年弃风率11.3%、弃光率14.4%。而在2026年上半年，上述比例还在提升。

据发电企业内部人士介绍，新疆部分时段限电30%至40%；陕西光伏综合限电率达到15%至20%，陕北一季度接近25%，最高达到40%。甘肃、青海、新疆、陕西四省风光利用率均跌破90%管控红线。

在近期由《能源》杂志举办的2026年西北能源可持续发展大会上，一线从业者的声音道出了数据背后的切肤之痛。

甘肃某大型新能源投资企业负责人直言：“甘肃新能源装机突破8000万千瓦，但本地负荷增长相对缓慢。河西走廊光伏中午大面积压负荷，年弃光率在10%以上。电价降低，再叠加限电，项目测算根本通不过。”

新疆一新能源开发企业代表同样无奈地表示：“新疆风光合计装机占比超63%，但外送通道建设滞后，局部区域弃光能达到三四成。2026年前五月光伏电价同比跌近五成，一边限电、一边低价，双重打击下纯光伏项目已经不敢上新。”

“从消纳监测数据能看出一条清晰趋势：西北装机每上一个台阶，限电率就同步往上走。‘十四五’靠煤电深度调峰勉强兜底，但之后系统调节缺口只会更大。现在不配套储能、不培育本地负荷，后续消纳压力无解。”上述参会人士表示。

陕西的供需错配问题同样尖锐。陕西省70%的新能源装机在陕北地区，60%的用电负荷集中在关中，调节电源集中在陕南——空间错配的“三足并立”格局，让电网调度左右为难。某西北60万千瓦光伏基地，今年上半年实际利用小时比可研少600多小时，营收直接缩水数千万元。

行业规划专家预判，“十四五”期间西北依靠存量煤电充当“巨型蓄电池”，承接富余风光的模式，将随着火电装机缩减而难以为继。甘肃、青海、新疆新能源装机占比均已突破60%，新增调节电源、本地负荷、外送通道的建设速度，远远追不上风光扩容的脚步。跨区外送这剂“解药”，剂量正在变得不够用。“发得出、送不出、卖不贵”的困境正在击穿项目收益底线。

消纳困局的另一面，是收入端的持续恶化。当发出来的电无法全额上网，即便并网也难以获得理想电价，电站的盈利能力便开始从源头被侵蚀。

03

收益失守

136号文终结了风光固定标杆电价时代。全电量纳入中长期、现货、跨区外送多维度竞价，新能源的零边际成本特性，在本地负荷不足、装机过剩的省份被演绎到极致——价格持续走低，甚至跌穿成本线。

五省光伏电价由此形成清晰梯队，分化日益剧烈。

风光装机占比超63%的新疆，2026年1至5月光伏市场化均价仅0.10365元/千瓦时，同比下滑44.96%；2025年全年结算均价0.1576元/千瓦时。

光伏现货结算均价在2026年上半年已不足0.1元/千瓦时，风电均价跌破0.14元/千瓦时，价格已无法覆盖项目的运营维护与折旧摊销成本。即便2027年机制电价上调至0.24～0.26元/千瓦时，与现货价差仍接近0.1元/千瓦时。机制保障电量若不足70%，差价补偿根本无法覆盖弃光与低价的双重损失。

甘肃的竞价机制，在执行层面中出现严重的偏差。2025年，所有竞标企业在最低限价上竞逐，最终项目获得的机制电量保障比例为17%至33%，远低于政策最初设定的80%基准线。

这意味着绝大多数电站超过三分之二的发电量失去了价格“护城河”，必须暴露于现货市场剧烈波动的风险敞口之中。受此冲击，头部发电集团光伏板块利润几乎腰斩，新项目在投资决策会上大面积叫停。

价格失守的背后，是投资决策的全面失焦。研讨会上，一家手握数吉瓦风光指标的央企投资商直言：“我们手上数吉瓦项目刚推进一半，回头对照当下全省实际电站电价水平，已经达不到立项阶段预设的投资收益标准。”

更让投资主体束手无策的是，电价与限电指标始终处于动态变动之中，财务模型找不到稳定的测算边界。“新能源项目的测算边界增加了，投资决策的难度越来越大。”这已成为行业共识。

市场化交易比例大幅提升、区域电价下行，是投资企业利润缩水的核心因素。多位企业代表在研讨会上发声：“现在机制保障电量比例太低，甘肃、新疆现货价格常年低迷，叠加居高不下的限电率，测算边界持续模糊，项目基本没有盈利安全垫。”

如果说电价与限电是浮动的风险，那么土地两税就是压舱的硬成本。

土地使用税、耕地占用税是新能源电站的刚性支出，不计入可变电量成本，无论发电量高低均需要足额缴纳。当前，国家尚未出台风光项目统一计税细则，各省、各县自主解读执行。土地两税的征收不确定性，正成为压垮存量项目收益模型的又一重砝码。

西北一发电企业去年风光项目两税缴纳总额超4500万元。一位投资企业人士直言：“土地两税是刚性支出。没有差异化的戈壁税收政策，西北纯光伏项目经营很困难。”

供需错配带来现货价格长期低迷，项目盈利高度依赖差价补偿，但电价与限电持续波动导致财务测算边界模糊，企业投决难度陡增。消纳数据持续走高，发电量缩水进一步摊薄度电收益，叠加刚性土地税费，最终直接体现为上市企业利润大幅缩水。

“装机增多、电价走低，测算边界越精细，投资越难落地。”研讨会上行业专家总结道，“必须从开发模式、市场机制、税收政策同步调整。”

困境已经摆在面前，但回望中国新能源发展的历程，每一次瓶颈的突破都伴随着新思路与新技术的涌现。限电困局并非无解，只是需要跳出旧有的路径依赖。

04

突围之路

破解限电困局，从来都没有单一解。“十三五”到“十四五”，中国新能源消纳可以冲高到95%，依靠的是特高压红利、电网强制兜底和其他电源的牺牲。当新能源成为新型电力系统的主力电源时，这些路径都不可复制。现在，从供给侧到需求侧，从技术突破到机制创新，多维度的探索正在展开。

投资模式正在转型。新能源投资企业已形成四条转型方向：一是规模化布局风光储、光热一体化项目，对冲限电与低价的双重损失；二是培育“绿电+算力”“绿电+高载能”就地消纳新业态；三是共建区域共享储能，分摊投资压力；四是上下游协同降本，通过高效组件、轻量化设备压低初始建设成本。

用户侧的潜力正在被重新审视。《新型电力系统“十五五”规划》提出，到2030年虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上，用户侧削峰能力达到最高负荷5%以上。负荷侧将从被动的用电者转变为主动的调节者。虚拟电厂可以聚合空调负荷、工业负荷、充电桩、分布式储能，形成可调度的隐形电厂。

算电协同是另一个被寄予厚望的方向。未来算力负荷最高可达总负荷的8%至10%，对绿电需求超10亿千瓦。“东数西算”与“西电东送”若协调推进，算力负荷的时空可调度性与新能源出力曲线互补——午间光伏富余时加大算力负荷，夜间风光出力下降时减少算力负荷。

制造业西移与算电协同，共同构成了西北未来十年更广阔的增量空间。硅材料、新能源电池等高耗能高附加值产业，正加速向能源富集、电价优势突出的西北转移。与此同时，AI大模型带动的算力需求激增，与“东数西算”战略形成交汇——数据中心落地西北，绿电向算力转化，能源与算力的双重约束有望在同一个空间内求解。

车网互动同样蕴含巨大灵活性。预计2030年，新能源重卡保有量达160万辆，年用电量超1000亿千瓦时，通过有序充电和V2G技术，庞大车队可成为分布式储能集群。

技术层面同样在寻求突破。中国工程院院士江亿提出的热电协同方案提供了一个截然不同的思路：以储热替代储电。储热的容量成本远低于储电——每千瓦时热量仅2～6元，而储电高达四五百元，相差两个数量级。通过跨季节储热，间接实现电力的削峰填谷，跳出了用电解决用电问题的思维定式。

高比例新能源并网倒逼电网提升调峰稳控能力，也让西北成为各类新型储能技术的试验高地。2025年，西北电网新增储能装机即达2400万千瓦，电化学储能、压缩空气储能、光热储能、氢能、新型微电网——多条技术路线在此同台竞技。在特定区域，新能源加储能成本目前与煤电相当，三年后或许将具备优势，技术进步正在重塑经济预期。

市场机制层面，改革也在持续推进。容量机制正推进“三步走”：从固定容量补偿到可靠性容量补偿，再到依据可靠容量贡献进行补偿，让对系统可靠性有真实贡献的电源获得合理回报。西北电网也在创新交易品种，推出中长期弹性交易、能量换容量、新火互济等机制，以及15分钟正式出清加105分钟预出清滚动的省间互济交易模式。

国网能源研究院董事、党委书记魏玢表示：“未来要向可靠性容量补偿机制过渡，真正推进依据可靠容量的贡献来给它进行补偿。”有专家建议改革输电费用模式，推动储能充电输配电费在放电时做抵扣。

规划统筹方面，主配微协同逐渐成为共识。大电网优化配置，配电网提升承载能力，微电网有益补充。储能布局应按需而建、建而有用，向新能源富集区集中。有电力系统专家指出，大容量储能建在负荷中心却缺乏新能源资源，正是缺乏布局指引的后果。新一代煤电的定位也在转变：不再追求高效率，转向深度调峰和快速响应。

本地消纳的培育同样关键。绿电直连、零碳园区、绿电+算力等模式正在西北地区创造新的用电需求。2026年8月1日起施行的《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》，首次将非电消费纳入可再生能源考核范畴，有望进一步释放消纳空间。

从“十五五”顶层规划来看，西北承担全国5.5亿千瓦新增风光装机任务，2035年全国风光总装机目标36亿千瓦，区域长期成长空间依然充足。预计到“十五五”末，西北电网实现外送规模、新能源发电装机容量、调节资源、主网架规模“四个翻番”，新能源发电装机占比超70%，发电量占比超50%。

但短期2至3年的调整压力难以消解。甘肃、青海、新疆新能源装机占比均超60%，限电高发、现货低价、测算边界模糊三大矛盾最为突出。

2020年9月，我国提出“力争2030年前实现碳达峰、努力争取2060年前实现碳中和”的发展目标。同年12月，国家主席习近平在气候雄心峰会上宣布，到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

截至2024年7月底，我国风电和太阳能发电的总装机容量已达到12.06亿千瓦，不到四年的时间，提前六年完成了12亿千瓦风光装机目标的承诺。但新能源高速发展与电力系统调节能力、外送通道、市场机制之间的深层矛盾却等不起，近两年开始集中爆发。

西北电网以4亿千瓦新能源装机体量居全国之首，却同时承受午间弃光、夜间缺电、外送受阻、电价走低的多重挤压。然而，将当下局面简单定义为“危机”或许为时过早。长时储能技术路线多元并举，用户侧调节潜力开始激活，市场机制在试错中迭代，规划思路转向——这些都是解决限电问题的合理方式。

粗放式圈地、单纯追求装机规模、忽略负荷匹配的开发模式，已然落幕。光储协同、就地就近消纳、稳定市场测算边界、统筹外送通道建设——这些关键词，正在重新定义我国西北新能源的投资逻辑。

真正的考验在于时间窗口。在过渡期，限电等问题或许难以避免，但其幅度和持续时间，取决于制度建设和技术突破能否跑赢装机增速。

风光资源富集的西北，是中国新能源发展的“排头兵”。如今它站在一个更为复杂的十字路口：如何让已建成的庞大装机真正发挥价值？这个问题的答案，不仅关乎西北一域，而且关乎全国新型电力系统的走向。