导语：

中国新能源产业走过十余年狂飙之路，从补贴扶持、规模扩张的 “黄金时代”，迈入平价上网、全面入市的 “深水区”。过去，行业核心风险集中于政策性与合规性—— 土地属性争议、环评水保审批、并网接入受限等，是项目落地的主要阻碍；如今，随着补贴退坡、电力市场化改革（136 号文）落地，经营性风险已取代政策风险，成为决定新能源资产价值与企业生死的核心变量。华润新能源等上市企业招股书与年报中，反复将上网电价波动、弃风弃光加剧列为核心风险，印证了行业风险逻辑的根本性重构。本文深度拆解新能源风险的迭代逻辑，剖析当前核心经营性风险的成因、现状与趋势，为行业参与者提供风险研判与决策参考。

一、回望过去：政策与合规是悬顶之剑，项目落地即闯关

在补贴驱动、保量保价的发展阶段（2010-2022 年），新能源项目的核心矛盾是 “能不能建、能不能并网”，风险呈现强政策依赖性、强合规约束性两大特征，几乎贯穿项目全生命周期。

1. 用地与合规风险：审批卡点多，合规成本高

风电、光伏项目占地面积大、用地类型复杂，土地属性争议、用地审批严苛是首要堵点。林地、草地、基本农田、生态保护红线等红线区域严禁开发，不少项目因前期踏勘疏漏、用地性质界定模糊，中途被叫停或整改，前期投入付诸东流。同时，环评、水保、安评等审批流程繁琐，政策标准动态收紧，审批周期长、不确定性高，成为项目落地的重要阻碍。

2. 并网接入风险：电网 “卡脖子”，出力难消纳

早期新能源装机集中于西北、华北等资源富集区，电网网架薄弱、外送通道不足，并网指标稀缺。项目即便建成，也可能因接入批复滞后、并网容量受限，无法全额上网发电，形成 “装机闲置”。彼时，并网权是稀缺资源，拿到并网批复，就等于锁定了基础收益，接入风险直接决定项目生死。

3. 政策变动风险：补贴退坡、电价调整，收益难预判

行业发展高度依赖补贴与标杆电价政策，政策调整具有突发性、强制性。补贴标准逐年退坡、补贴拖欠周期拉长，直接影响项目现金流；标杆电价下调，压缩项目盈利空间，部分平价项目甚至陷入 “投产即亏损” 困境。彼时，企业核心工作是紧跟政策导向、抢抓补贴窗口期，政策红利是项目收益的核心支撑。

这一阶段，风险的本质是“能不能落地、能不能拿补贴”，只要合规获批、顺利并网，项目收益基本锁定，经营压力极小。

二、聚焦当下：经营性风险全面凸显，盈利逻辑遭重构

2023 年起，补贴全面退出、平价上网常态化；2025 年6月，136 号文正式实施，新能源电量全面进入电力市场，上网电价由市场供需决定，行业彻底告别 “政策饭”，转向 “市场饭”。风险逻辑发生根本性逆转：政策合规风险退居次要，经营性风险成为核心矛盾，直接决定项目盈利与资产价值。其中，弃风弃光加剧、上网电价波动、自然条件波动三大风险最为突出，且相互叠加、持续恶化。

1. 弃风弃光风险：消纳瓶颈凸显，发电量持续流失

弃风弃光，即风电、光伏项目因电网调度、消纳能力不足，被迫限发、弃发，实际发电量低于设计发电量，直接导致营收缩水、资产利用率下降。这一风险在当前装机过剩、电网建设滞后的背景下，呈快速恶化、范围扩大的趋势。

（1）数据佐证：头部企业弃电率飙升，损失惨重

华润新能源招股书数据显示，2023-2025 年，公司弃风率从 2.80% 升至 5.26%，弃光率从 1.52% 飙升至 12.73%，三年间弃光率涨幅超 7 倍，意味着每 100 度光伏发电，就有近 13 度无法上网变现。分区域看，青海、新疆、内蒙古等资源富集区消纳压力尤为严峻，青海光伏利用率从 91.4% 降至 83.4%，新疆、甘肃等地风光利用小时数较 “十四五” 初期降幅超 20%。

（2）核心成因：装机狂飙与消纳能力错配

供给端：装机规模井喷，远超负荷增长。截至 2024 年底，我国风光装机规模超 14 亿千瓦，占全国总装机的 42%，提前 6 年完成 2030 年目标；2023-2024 年新增装机超 6.5 亿千瓦，而全社会用电量增速仅 3%-5%，供需失衡导致消纳空间严重不足。2025年风光装机狂飙至18.4亿千瓦，占全国总装机超过47%。

电网端：外送通道滞后，调峰能力不足。新能源装机集中于西北、华北，而负荷中心在东部沿海，特高压外送通道建设进度不及装机增速；同时，新能源具有间歇性、波动性，电网调峰能力不足，难以匹配风光出力波动，被迫限电。

机制端：市场化改革初期，调度机制待完善。新能源全面入市后，现货市场价格波动加剧，午间光伏集中出力导致电价暴跌，电网为保障系统稳定，优先限制新能源出力，进一步加剧弃光。

2. 上网电价波动风险：市场定价取代固定电价，收益无底线

136 号文落地后，新能源彻底告别固定标杆电价，全面进入市场化交易，上网电价由现货市场、中长期交易供需决定，波动幅度大、下行趋势明确、无保底承诺，成为压垮企业盈利的 “最大变量”。

（1）数据佐证：电价持续跳水，毛利率大幅收缩

华润新能源数据显示，2023-2025 年，风电平均上网电价从 0.45 元 / 千瓦时降至 0.35 元 / 千瓦时，光伏从 0.37 元 / 千瓦时跌至 0.28 元 / 千瓦时，三年降幅分别达 22%、24%。市场化售电量占比从 29.62% 飙升至 50.36%，而市场化电价普遍低于原固定电价，直接导致公司毛利率从 60.75% 降至 48.84%。行业层面，2025 年多地现货市场午间光伏电价跌至 0.1-0.2 元 / 千瓦时，部分时段甚至出现负电价，“发电即亏损” 成为常态。

（2）核心成因：三重压力叠加，电价下行不可逆

市场化改革深化：固定保底消失，价格随行就市。136 号文虽设置差价结算机制，但仅为 “托底” 而非 “保价”，所有电量先进入市场，再进行差价调整，收益波动完全绑定市场供需。

供给过剩压制价格：低价电量涌入，市场竞争白热化。风光装机持续高增，低成本新能源电量集中入市，供大于求直接拉低市场均价；同时，项目同质化严重，竞价交易中企业为抢电量份额，主动压低报价，形成 “价格战”。

出力特性放大劣势：光伏 “午间扎堆”，电价被精准打压。光伏发电集中在午间 10-16 点，此时段全社会用电负荷偏低、新能源出力集中，供需严重失衡导致电价暴跌；而晚间高峰时段光伏无出力，无法享受高价收益，形成 “低价高发、高价低发” 的尴尬局面。

3. 自然条件风险：极端天气频发，出力稳定性崩塌

风电、光伏的出力完全依赖风能、太阳能资源，自然条件波动具有不可控性、突发性，直接影响发电量稳定性，放大经营性风险。近年来，全球极端天气频发，干旱、暴雨、寒潮、台风等灾害增多，风光资源稳定性下降、设备故障风险上升。例如，西北干旱少风年份，风电利用小时数大幅下滑；东部沿海台风频发，风机损毁、光伏组件损坏风险加剧；连续阴雨天气，光伏出力近乎归零，发电量波动直接冲击收益预期。

三、展望未来：经营性风险将持续恶化，行业进入 “剩者为王” 时代

从行业趋势来看，弃风弃光、电价波动、自然条件三大经营性风险，未来 3-5 年将持续加剧，成为行业常态，新能源资产价值将加速分化，“优质资产盈利增厚、劣质资产亏损出清” 的格局将全面形成。

1. 弃风弃光：装机过剩持续，消纳瓶颈短期难破

“十四五” 末至 “十五五” 初期，风光装机仍将保持每年 3 亿千瓦以上增速，而用电负荷增速难破 5%，供需失衡将进一步加剧；特高压外送通道建设周期长、审批难度大，调峰电源（煤电、储能）建设滞后，弃风弃光率大概率继续攀升，尤其西北、东北资源区，弃电率已突破 20%，部分地区突破30%。如下：节能风电弃风限电情况

2. 电价波动：市场化全面落地，价格中枢持续下移

随着电力现货市场全国全覆盖、绿电交易规模扩大、辅助服务市场完善，新能源电价将完全由市场主导，波动幅度进一步扩大；同时，新增装机持续涌入、竞争加剧，电价中枢将持续下行，预计 2027-2030 年，全国范围内光伏平均上网电价或跌破 0.25 元/千瓦时，风电跌破 0.3 元/千瓦时，低电价时代全面来临。

3. 风险传导：从运营端向投资端、金融端蔓延

经营性风险加剧将形成连锁反应：投资端，新项目 IRR 持续下滑，优质资源稀缺，企业投资趋于谨慎，盲目扩张时代终结；资产端，低效资产（高弃电、低电价区域）价值缩水，挂牌转让增多，行业加速洗牌；金融端，银行风控趋严，融资成本上升、额度收紧，高负债企业现金流压力加剧，违约风险上升。

四、结语：拥抱市场逻辑，从 “规模扩张” 转向 “精益经营”

新能源行业的风险迭代，本质是产业从 “政策驱动” 向 “市场驱动” 转型的必然阵痛。过去，企业拼的是资源获取能力、政策解读能力；如今，拼的是消纳研判能力、成本控制能力、精益运营能力、风险对冲能力。

对于行业参与者而言，必须彻底摒弃 “政策依赖思维”，正视经营性风险的长期性、严峻性：投资端，优选低弃电、高负荷、电价稳定的优质区域，严控新增规模，聚焦高收益项目；运营端，通过数字化运维、储能配套、风光储一体化等方式，提升发电量稳定性、降低弃电率、对冲电价波动；资产端，加速清理低效资产，优化资产结构，提升整体抗风险能力。

未来，新能源行业不再是 “躺着赚钱” 的蓝海，而是 ““剩者为王” 的红海 “。唯有敬畏市场、直面风险、深耕经营，才能在行业洗牌中站稳脚跟，穿越周期，实现高质量发展。