2026年上半年，国内风光新能源发电弃电率明显上升，特别是“三北”等地区，局部地区弃风弃光率达到20%，引发行业关注。

国家能源局7月底召开的新闻发布会披露，2026年上半年，全国风电平均利用率、全国光伏发电利用率分别为90.9%、91.4%，相较于2024年同期的97.6%、98.3%，2025年上半年的94.3%、95.4%明显下行。

受访的发电企业人士告诉本刊记者，今年上半年，消纳压力更加明显。据其所在的企业内部统计，上半年集团整体弃风率为14%—15%，弃光率高2—3个百分点，达到17%—18%。

对于当前风光发电消纳面临的新形势，行业存在不同的理解：部分业内人士担忧新能源再度陷入消纳困局；另一部分观点认为，这是新一轮政策落地的适应阶段，拉长周期看，属于正常市场波动；还有观点认为，在新能源高渗透率的当下，应该动态看待新能源消纳率，在确定新能源消纳目标的同时，应该允许保留合理的经济性弃电，交由市场自行出清平衡。

消纳压力蔓延

西北地区是新能源资源富集地区，也是传统上新能源消纳压力较大的地区。电力行业规划研究与监测预警中心发布的数据显示，2026年一季度，西北五省区光伏利用率全部低于全国均值；除陕西、青海风电外，其他三省风电利用率低于全国平均水平。此外，蒙西的风、光发电利用率也低于全国平均水平。

有西北地区的发电企业人士反馈，其所在企业上半年新能源利用率下滑明显。

一位甘肃发电企业人士透露，其公司项目所在的酒嘉（酒泉—嘉峪关）地区近期风光叠加时光伏利用率仅有50%左右。但省内区域分化明显：河西走廊新能源装机超过5500万千瓦，且以光伏为主，本地高载能企业少、就地消纳能力不足，新能源利用率偏低，而陇东地区靠近负荷中心，外送通道配套较好，风光整体利用率明显高于河西走廊区域。

由于风光装机的快速发展，甘肃全省新能源日发电量在9月2日首次超过省内日用电量，当日新能源发电量4.96亿千瓦时，为当日全省用电量的103.95%，成为继宁夏后，第二个新能源日发电量超过用电量的省份。

上述甘肃发电企业人士介绍，2026年9月1—3日大风，风光大发，电力现货交易价格较低，其中河西地区现货价格低至4分/千瓦时的地板价。

新能源发电量占比持续攀升的同时，风光发电利用小时数也在下降。甘肃电力交易中心发布的《甘肃电力市场运营报告（2026年6月）》显示，2026年上半年，甘肃风电利用小时数为753.55小时，同比减少60.89小时，下降7.48%；光伏发电小时数548.04小时，同比减少60.8小时，下降9.99%。

相比于甘肃，青海作为新能源发电量占比最高的省份（2026年前8个月占比52%），其光伏利用率走低态势明显。2026年前3个月，其光伏利用率仅为76.8%，仅次于西藏，消纳压力明显加大。

同处西北的新疆，截至2026年7月，新能源装机约1.8亿千瓦，规模居全国首位。2026年前3个月，其风光利用率均低于90%，其中光伏利用率为83.2%。为促进新能源高质量发展，2026年1月，新疆维吾尔自治区人民政府办公厅印发《推进新形势下新疆新能源高质量发展的若干措施》（新政办发〔2026〕5号）。2026年8月，新疆维吾尔自治区发展改革委会同工业和信息化厅、商务厅联合印发《关于推动新疆新能源有效投资和提升新能源利用率的若干措施》（新发改能源〔2026〕593号，以下简称“593号文”）。

新疆维吾尔自治区发展改革委在593号文解读文章中指出，当前在新能源快速发展的同时，新疆出现了新能源利用率下滑、新能源投资积极性不高等阶段性问题，提出要建立目标约束预警机制，对标国家能源局对新疆新能源利用率87%的目标要求，要求各地（州、市）制订年度新能源开发及消纳实施方案，进一步推动新能源有效投资，持续提升新能源消纳利用水平。

东北地区的新能源消纳压力也较大。有发电企业人士告诉记者，新能源项目全生命周期经济性测算过程中，会参考周边场站实际利用率和外送条件来设定消纳率指标；今年上半年项目评估时，这一指标较2025年末普遍下调 5—10 个百分点。

在8月召开的“电力低碳转型年会2026”上，国网能源研究院董事、党委书记魏玢表示，从空间分布看，新能源弃电持续向“三北”地区聚集，预计2030年“三北”地区弃电量约占国网经营区的80%。

除了传统消纳“压力区”外，南方部分省区也面临不同程度的压力。

我国南方地区新能源消纳整体平稳，但局部压力明显，矛盾主要集中在分布式光伏领域。经济大省江苏一季度全省风、光利用率都在90%以上，但省内分化明显，呈现苏南消纳水平高、苏北偏低的特点。有江苏电力行业人士透露，2026年以来，苏北地区新能源消纳压力明显提升，部分项目利用率在85%左右。

2026年9月9日，国家能源局江苏监管办与国网江苏省电力公司就江苏新能源消纳有关情况进行会商，提出要持续推动优化调度运行方式，充分挖掘系统调节潜力，积极拓展新能源消纳空间，着力提升新能源消纳水平。

近一年来，新能源消纳压力除了在空间上持续向“三北”地区聚集，在时间分布上，也呈现明显的季节性与时段性。魏玢预计，新能源弃电率呈现年内向春秋季、日内向午间聚集的特点。预计2030年国网经营区春秋季新能源弃电量占全年的74%，午间新能源弃电量占全天的74%。

2026年8月14日，国家电网公司召开重点省区新能源消纳推进会，提出高度重视新能源发展消纳面临的新形势新挑战，坚持系统观念，坚持“一省一策”，坚持“保量稳率”，坚持安全底线，切实扛牢服务新能源发展消纳的使命责任。

增容不一定增量、增量不一定增利

当前新能源发展呈现出“装机规模持续扩大，消纳压力加剧”的复杂局面。

国家能源局数据显示，截至8月底，全国累计发电装机容量41.03亿千瓦，同比增长11.1%。其中，太阳能发电装机容量12.99亿千瓦，同比增长16.3%；风电装机容量6.93亿千瓦，同比增长19.6%。

与此同时，1—8月，全国发电设备累计平均利用1942小时，比上年同期降低163小时。

过去，新能源项目只要并网，装机增加就约等于收入和利润增长。但随着新能源全面进入市场，新能源项目的发电量、电价“双不确定”，收益逻辑正在改写。

有发电企业人士表示，新能源全面进入市场后，出现了“增容不增量、增量不增利”的现象，即新能源装机容量还在增加，但总发电量不一定增加，即使发电量增加，发电利润也不一定增加。

“增容不增量”主要出现在风电板块。2026年上半年，多家主要新能源上市公司风电发电量同比出现下降：大唐新能源下降13.51%，国电电力下降9.77%，龙源电力下降6.67%，三峡能源下降3.19%。

2026年，新能源发电整体呈现“增容不增利”的特点。2026年上半年，三峡能源新增装机容量36.12万千瓦，总发电量395.21亿千瓦时，同比微增0.53%，实现营业收入133.57亿元，同比下降9.36%；归母净利润12.19 亿元，同比下降 68.05%。

2026年上半年，龙源电力新增装机39.73万千瓦，发电量387.83亿千瓦时，较上年同期下降2.19%，实现营业收入146.42亿元，同比下降6.48%；归母净利润23.93亿元，同比下降29.1%。

据不完全统计，2026年，以风电、光伏资产为主的上市公司净利润普遍下降，部分企业近乎腰斩。

装机“跑”太快，消纳“追”不上

新能源消纳难，电网接入能力不足常被认为是最直接的原因。但在北京先进能源咨询有限公司董事长彭立斌看来，问题根源在供需错配。

彭立斌表示，传统电源严格依照规划落地，建设规模、选址布局都与用电负荷增长相匹配。而新能源发展则是一条不同的路径，规划约束偏弱、投资放开，造成供需结构错位。“这本质上是一个非常简单的系统题。当上游的电源装机不断增加，下游的消费需求增长速度不及预期，而系统的调节资源被消耗，消纳困局就此产生。”

2020年“双碳”目标提出后，各地新能源建设提速。光伏项目从开工到并网仅需数月，风电建设周期约一年，而特高压工程从审批到投产往往需要3—5年。在彭立斌看来，“十四五”后期各地新能源上马节奏过快，分布式光伏尤为突出。

屋顶光伏或是其中例证。项目无须纳入传统电源统一开发规划，小型项目大多免于施工许可，“门槛很低，”彭立斌说。

依托分布式光伏的快速发展，江苏在短短数年间，从新能源发展并不突出的省份，一跃成为全国首个光伏装机突破1亿千瓦的省份。2026年8月18日，江苏省光伏发电累计装机容量突破1亿千瓦，达10008万千瓦，超过全省电力总装机容量的38%，光伏发电跃升为江苏第一大电源，其中分布式光伏占比近七成。

光照资源并不占优的江苏，为何光伏装机规模位居全国前列？业内人士分析认为，一方面源于省内电力保供与绿色转型的内在需求；另一方面，光伏组件成本快速下行，叠加江苏作为国内新能源装备制造第一大省，产业链、资本与地方转型意愿叠加，推动装机快速增长。

为何“三北”地区 一直以来都是弃风弃光压力最突出的区域？业内人士普遍认为，矛盾集中体现为空间、时间、节奏的三重错配。从空间上看，我国优质风光资源大量分布在 “三北”地区，但当地产业和用电负荷相对有限，就地消纳空间不足，电力输送高度依赖跨区输电通道；从时间上看，光伏出力集中于白天午间，风电随机波动，发电出力和用电需求在时序上难以匹配，容易在负荷低谷形成电力过剩；从建设节奏上看，风光项目建设投产快，而特高压通道、储能、灵活性电源等配套工程审批、建设周期更长，电源建设节奏显著快于电网配套的建设节奏。

不容忽视的是，以西北为代表的“三北”地区，新能源发展规模及速度遥遥领先。2026年1月，西北电网新能源发电装机规模已突破4亿千瓦，占总电源装机的60%，占比居全国各区域电网首位。

此外，有发电企业人士表示，西北多省区在规划建设新能源过程中，原本预期可就地消纳的用电负荷，由于产业转移落地不及预期，用电量增长低于预判。新的产业虽有绿电需求，但对供电稳定性、可靠性要求更高。源网荷协同、绿电直连、零碳园区等就近消纳新业态尚处在起步阶段，当前对新能源消纳的实际拉动效果有限。

在企业投资端，彭立斌坦言，国内光伏企业的盈利增长点很大程度依托资本市场。彭立斌回顾光伏行业投资历程，自 2018 年起，光伏组件制造端利润率持续走低，依靠海外市场支撑，光伏企业整体业绩尚可。同一时期，国内光伏发电项目收益率普遍在4%—5%，并非高收益赛道，但此前电量、电价有保障，项目风险偏低，依旧吸引大量社会资本入场。

电力供需方面，“十四五”时期，我国电力供需形势实现了从偏紧向宽松转变，这也是当前新能源消纳形势变化的最根本原因。

国网能源研究院发布《中国电力供需分析报告2026》提示，“十四五”前4年，受电力需求较快增长、有效装机容量相对不足影响，我国电力供需呈现整体平衡偏紧、局地高峰时段供需紧张态势。2025年，随着一系列支撑性保障性电源及跨省跨区输电通道的陆续投运，有效装机容量显著提升，跨省跨区互济支援能力增强，加之前置保障措施到位，我国电力供需形势较“十四五”前4年显著改善。

企业投资隐忧与策略调整

“十四五”中后期，新能源装机规模快速攀升，曾一度引发行业人士对消纳的隐忧。进入“十五五”，随着新能源全面进入电力市场，电量、电价波动加大，量价齐跌承压，企业新能源投资积极性明显回落，市场又开始担忧新能源装机能否维持稳定增长。

国家能源局数据显示，2026年上半年，全国光伏发电新增装机7207万千瓦，同比下降66%；风电新增装机3862万千瓦，同比下降24.8%。中国电力企业联合会数据显示，2026年上半年，全国电源完成投资3637亿元，同比下降3.2%，主要受太阳能发电投资回落影响。

受访人士表示，2026年上半年，新增装机仍包含一部分上年结转续建项目，后续新增规模存在进一步走低的可能。在其看来，当前新能源消纳等难题，短期直接冲击企业经营业绩，长期将影响行业投资积极性。彭立斌认为，当下新能源发电量和电价双重波动产生的不确定性，难以满足投资者和金融机构对稳定回报的基本要求。

除了市场化改革压缩项目收益空间外，风光项目多项税收优惠政策进入退出周期：陆上风电增值税即征即退50%政策自2025年11月起废止，海上风电优惠保留至2027 年底；风电、光伏电站厂区生产用地的城镇土地使用税优惠分阶段退出，2026年9月至2027年8月减半征收，2027年9月起全额征收。

据发电企业人士测算，税收优惠退出，将拉低新项目内部收益率 2—4 个百分点。叠加新能源全面进入现货市场、电量与电价下行，不少新项目已经难以通过企业内部经济性评审，从而影响投资决策。

新能源项目的论证难度也明显提升。过去项目评价逻辑相对简单，影响发电量、电价的核心因素可控性较强；如今为充分研判项目收益，需开展更加精细的调研和多情景综合研判，项目评价周期拉长、复杂度抬升。

此外，据悉不少光伏电站经营压力陡增，一大原因是项目贷款的还本付息宽限期陆续到期，还本压力集中显现。同时，新能源全面市场化重塑了发电项目的收益新逻辑，出于风险考量，部分银行收紧了新能源项目信贷投放。

在这样的背景下，新能源装机规模越大，整体效益反而可能下滑，倒逼发电企业调整新能源发展策略。

2024年，国家电投集团战略转向，在年中确立“均衡增长战略”，并开始密集处置光伏资产。

发电企业的新能源布局思路正在发生变化。相比于光伏，风电利用小时数更高，抗风险能力更强；相比于分散式光伏，“沙戈荒”基地、水风光一体化、百万千瓦级海上风电等集中式项目更具备规模成本优势。

受访发电企业人士称，“十五五” 期间，其所在企业将加大风光大基地项目布局。“‘沙戈荒’基地属于国家战略工程，在项目前期规划阶段就需要落实外送电量、电价、输配电价并签署相关协议。相比于其他类型新能源项目，‘沙戈荒’大基地的收益确定性更强，本质是一个长期协议。”

《可再生能源发展“十五五”规划》提出，“十五五”时期，“三北”风电光伏基地将新增装机3.7亿千瓦以上，占“十五五”期间全国新能源计划新增总装机的 37%。

发电企业也更青睐靠近负荷中心的新能源项目。一是消纳不存在太大的困难，二是电价水平总体较高。

此外，出于消纳考量，企业也在布局零碳园区、绿氢、绿氨、绿醇等非电利用项目。但这类项目跨多个产业，业态边界模糊，项目论证难度呈指数级上升。

过去，随便哪个项目都能干的粗放式开发的时代已经结束，新能源开发迈入精准布局、精细化管理的新阶段。企业需要优选开发点位，优化投资节奏，严控建设、人工、运维等全链条成本。

多地政策也在适配新形势。“三北”地区多地能源主管部门通过公示、专项清理通知优化开发时序，清退不具备落地条件的存量风光项目。例如，宁夏2025年7月废止9个合计449.3兆瓦的新能源项目。一些省区建立消纳前置评估机制，将储能配套、电网接入条件作为新项目准入门槛，在网架薄弱、消纳空间不足的区域，控制年度开发规模。

消纳体系还待完善

面对新能源装机高速增长带来的消纳压力，政策重心正在调整。

2025年10月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号），提出到2030年，基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系；到2035年，基本建成适配高比例新能源的新型电力系统。文件首次将新能源开发消纳分为五类分别施策，并明确支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网和新能源接入增量配电网四类新能源就近消纳新业态发展。这被视为我国新能源发展从大规模开发转向开发与消纳并重的政策转向。

近一年，消纳相关政策密集出台。2026年6月公布的《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》（2026年第42号令），从重点用能行业和省级行政区域两个层面，压实可再生能源的消纳与消费责任，受到用能主体广泛关注。

该文件已于 8 月 1 日起施行，但落地仍需时日。目前文件在实施范围、覆盖行业、消费比重目标等细则上尚未完全明确，不同政策之间还存在核算口径、责任主体、履约方式不统一的问题。在9月下旬广东省广州市有关单位组织的“可再生能源消纳政策及企业应对”的专题培训会上，与会重点用能企业人士表示，暂未开展绿电、绿证采购，将持续跟踪政策动向。

受消纳形势所困，近两年，发电企业对新能源就近消纳的新业态高度关注。8月14日，国家能源集团召开电力产业新业态发展推进会，并提出重点推进集团自有产业板块自用电量实现绿电替代。

绿电直连、零碳园区、新能源非电利用是目前市场上关注度最高的三类新能源就近消纳新业态新模式。有发电企业人士认为，零碳园区和非电利用本质上是电能的利用场景，绿电直连则是模式的创新，可实现电源和用户直接对接，绕开常规联通路径。

目前，全国多地出台了配套政策鼓励绿电直连，作为一种商业模式的创新，该模式对促进新能源就近消纳具有积极意义，但业内普遍判断，考虑到现实难题，短期难以大规模推广，对于促进新能源就近消纳的作用有限。

对并网型绿电直连项目的用户而言，新能源出力具有波动性，要考虑无风无光时保障连续生产，仍需按全额负荷申报容量备用，根据2025年9月9日，国家发展改革委和国家能源局印发的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，项目实行按容（需）量缴纳输配电费。此外，考虑到无风无光等极端情景，电力市场上的电价也可能相对较高。

从电源侧来看，直连专线、配电站乃至配套储能的投资都需要在项目电价中消化。原本由全网分摊的电网配套成本，转为单个项目承担，用户不一定能获得低价绿电。

绿电直连还有一个很大的隐忧——兜底保障责任问题。《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）及《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号）都提出，并网型绿电直连项目与公共电网按产权分界点形成清晰明确的安全责任界面，各自在安全责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。

受访人士也坦言，尽管政策划定了责任边界，但如果项目出现重大停电，电网仍是最终保供主体。“直连项目的开发者不具备调度其他电力资源的能力，事实上，能提供兜底保供的只有电网。”

此外，绿电直连最初的一大动因，是适配欧盟相关出口管制要求，满足物理直连以获取绿电溢价。但国内现状是，直连带来的额外成本难以向下游终端产品传导，无法形成稳定溢价收益。长远来看，新能源就近消纳新业态的价值兑现，还有赖于绿色属性价值的多渠道体现。

有发电企业人士认为，目前，新能源消纳面临的新形势新挑战，还主要依赖市场调节。弃风弃光率是一个动态变化的过程，会随装机节奏、电网通道、负荷时序联动而变化。零碳园区、绿电直连等新能源消纳创新商业模式能否实现规模化突破，同样是影响后续消纳格局的关键变量。而即将在“十五五”推开的地方碳考核，能否把减碳目标转化为实实在在的消纳动力，仍是一个有待时间作答的命题。