整个新能源行业的风向，正在以一种近乎撕裂的速度反转：
一边是光伏电站被密集挂牌转让，从国家电投、国家电网到三峡集团、南方电网，曾经的光伏主力军们如今开启了"资产大甩卖"；
另一边是储能子公司如雨后春笋般成立，平均每天就有一家"国字头"储能公司诞生，累计注册资金突破500亿元。
一个很关键的数据是——据摩根士丹利研报表示，自2025年底以来，央国企对储能项目的最低内部收益率要求已从6.5%下调至5%。
这意味着，以前很多不敢投、不愿投的项目，现在都符合要求了，实力雄厚的“国家队”正在掀起一轮储能建设热潮。
为什么央国企选择在此时对光伏资产集中“断舍离”？
又为什么集体跑步入场储能？
大举入局的央国企，真的能把握得住储能这条新赛道吗？
在京、沪、粤等地产权交易所的挂牌名单上，新能源公司的名字正以惊人的速度增加。
2025年以来，挂牌转让的新能源公司已经超过了百家，90%都是央国企背景，光五大发电+两大电网的项目就占了近一半。
不仅如此，交易频率也在加速。
2025年10月单月交易量冲至25笔，相当于平均每天有近0.8家光伏公司被挂牌出售。
2025年-2026年央国企光伏公司交易月度趋势
进入2026年，仅前3个月就有7笔交易落地，国家电投、中国电气装备等巨头仍在持续挂牌转让旗下新能源公司。
曾经的香饽饽，现在成了不得不丢出去的烫手山芋。
"哪有那么多产业可带？早些年央企吃的太好了，换粗粮总会需要时间习惯的。"一位业内人士直言。
过去十年，光伏行业依靠"带产业换指标""土地捆绑招商"等模式野蛮生长。
央国企凭借低成本资金和政府资源优势，在全国范围内跑马圈地，快速积累了大量资产。
但这种粗放式扩张的代价，是留下了大量低效甚至无效资产。
山东光伏机制电价仅0.225元/kWh，较燃煤基准电价下滑43%；
午间光伏出力高峰时段，电价甚至跌至0.05元/kWh以下，而光伏的综合度电成本为0.3-0.35元/kWh。
相当于发一度电，就亏一度电的钱。
对于央国企来说，新能源项目投资是由明确的收益底线的，光伏的收益率在价格内卷之后，已很难达线。
与光伏形成鲜明对比的是，央国企在储能领域的布局正在以惊人的速度推进。
据不完全统计，仅2025年一年，由央国企新组建或出资参股的储能相关企业就达到392家，平均每天成立一家。
其中，国家电网最激进，一口气成立了54家储能子公司；国家能源集团、中广核、华能集团紧随其后，每家都布局了三四十家。
2025年央企储能子公司月度成立数量
装机量的增长更加惊人。
2026年全国预计新增储能装机250GWh，其中央企项目占到100GWh，较2025年的40GWh增长150%；地方国企再贡献60-80GWh。
这意味着，国有资本将主导今年超过六成的储能装机市场。
地方国企更是成为隐形的区域主力军。
广东能源、浙能集团、京能集团、江苏国信等地方国企，在本省大型储能市场的占有率普遍超过60%，部分省份甚至达到90%以上。
"投资方是国企平台，给项目公司做预收购协议，金融机构认可放款。模式已经非常成熟。浙银金租、华夏等等全都下场了。"一位业内人士告诉我们。
国家队之所以如此迫切地集体入场，是因为储能的底层商业逻辑已经发生了根本性变化。
储能从过去新能源项目的“成本包袱”，变成了如今有稳定收益预期、符合政策考核要求的优质资产。
2025年初，国家发改委和国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（“136号文”），取消了新能源项目强制配置储能的要求。
此后，储能电站不再是新能源项目的附属品，而是能够作为独立主体参与电力市场交易。
2026年1月，又出台了《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（“114号文”），首次将电网侧独立新型储能纳入国家容量电价体系。
这相当于给储能项目发了一张"长期饭票"，无论市场电价如何波动，至少有稳定的容量补偿托底。
而政策转向的背后，是新能源大规模并网带来的消纳刚需。
经过二十多年的爆发式增长，我国新能源装机与发电量已达到惊人体量，但对电力系统的冲击也日益显著。
电力行业规划研究与监测预警中心数据显示，2026年1-2月，全国风电弃风率8.5%，光伏弃光率9.2%，分别高于去年同期的6.2%和6.1%。
在西藏、青海、甘肃、新疆等新能源富集地区，弃电问题尤为突出，西藏的光伏利用率甚至仅为60.8%。
储能作为平抑新能源波动、解决消纳难题的核心载体，已经从“可选项”变成了电力系统升级的“必选项”。
与企业负责人的薪酬、任免直接挂钩，而储能作为完成减排任务最直接有效的手段，自然成为央国企的重点投资方向。
尽管储能赛道看起来风光无限，背后同样潜藏着不小的风险。
首先，储能是实打实的重资产，且盈利模式还未完全稳定成熟。
一个标准的100MW/400MWh储能电站，EPC单位投资成本约0.9-1.0元/Wh，项目总投资约3.6-4亿元，投资回收期长达8-12年。
“再好的项目也是项目，二十年的时间天知道会有什么情况出现。”一位投资商直言。
“兜底已经是往后项目的常态诉求，但能做硬兜的目前确实不多。上市公司做不了硬兜，普通公司又难有兑付实力。目前还是以电网三产联合专业交易运营公司做联合兜底。”
其次，储能全链条环节复杂，不确定性高。
储能项目需经历备案、环评、能评、安评、土地预审、电网接入、施工建设、并网验收等10余个环节。
其中，电网接入是最大的瓶颈。
电网的容纳具有上限，如果某地同时接入大量新能源电源和储能项目，装机规模突破了当地电网的输配承载极限，即使项目建成也无法及时并网，只能干等着。
"项目废了很多，也备案了很多。"业内人士透露，"外面锣鼓喧天，实际开工寥寥无几。"
2025年全年，全国各省公开废止储能项目高达163个，涉及总规模25.24GW/50.19GWh，废止项目普遍集中在电网侧。
地方政府虽然放出了大量指标，但真正落地的项目远不及备案数量。
据中电联报告，2025年上半年电化学储能电站利用率指数为48%，大量建成的电站处于闲置状态，即便有容量电价托底，也难以覆盖运营成本，最终很可能沦为新的低效资产。
最后，投资商的退出渠道也并不明朗。
据介绍，民企主要退出渠道为转售给央国企或基金公司，但央企对项目收益和质量要求高，优质项目已被争抢，多数普通项目因达不到标准难以出售。
民企想卖给央国企，但央国企只挑优质项目，可好项目就那么多，抢完之后剩下的普通项目，根本无人接盘。
很多人担心，这场由央国企主导的储能热潮，最终会落得和光伏一样的下场——一拥而上，一地鸡毛。
但储能和光伏其实有一个本质的区别:
一个是放着就行，看天吃饭，另外一个却需要长达10-20年的精细运营。
储能会变成下一个光伏吗？
答案可能就藏在在每一个项目全生命周期的运营能力里，在每一个从业者对商业逻辑的敬畏心里。
本文来自微信公众号“新能源产业家”，作者：黄娉婷，36氪经授权发布。
发布时间：2026-05-18 21:00
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