一波项目公告的密集发布，用一组近乎残酷的数据，将新能源投资逻辑的剧变，从行业共识变成了无可辩驳的现实。

2025年下半年，国家能源集团旗下上市公司长源电力接连发布6条光伏项目调整公告，其核心数据触目惊心：原规划总装机1980MW，最终核定投产容量1089MW，规模“腰斩”近45%；对应总投资规划109.4亿元，最终投资额55.1亿元，投资紧急“刹车”54.3亿元。

然而，这还并非孤立事件，从光伏到风光氢氨项目，“减投”、“叫停”、“转向”正成为电力央企应对新局面的关键词。一场基于市场与效益的深度调整，已在新能源行业内部轰然展开。

减投：

54亿投资为何紧急“刹车”？

长源电力的“减投”不是小修小补，而是对战略性基地项目的系统性重塑。2025年12月5日，三个大型光伏项目被集中调整：荆门钟祥600MW项目、汉川二期500MW项目、汉川三期400MW项目，其装机容量分别被削减50%、52.5%和59.4%，投资额缩减幅度高达49.5%、54.7%和63.8%。更早的2025年7月与8月，另有三个项目已因土地问题先行减投。

如此决绝的调整，根源在于项目经济性的预期发生了根本逆转。根据长源电力2025年半年报，这些项目立项时的资本金内部收益率预估在6.25%至7.84%之间。然而，截至2025年6月30日，多个项目虽已投入巨资（如汉川二期投入超13.46亿元），但累计收益几乎可忽略不计（仅79.57万元），甚至出现亏损。预期的收益模型在现实面前失衡，“不挣钱，就减投” 从理念迅速转化为行动。

直接的政策推手是2025年新能源上网电价市场化改革。国家明确以2025年6月1日为界，此后新投产的“增量项目”电价将完全由市场形成。长源电力坦言，12月减投的三个项目，正是因为未能在此关键节点前全容量投产，未来收益暴露于巨大的市场风险之下。政策窗口关闭，成为压垮项目经济性的最后一根稻草。

叫停：

不只是光伏，更是对全行业的拷问

“减投”逻辑不只局限于光伏。今年11月，国家能源集团旗下国能源创阿拉善新能源有限公司在内蒙古阿拉善的百万千瓦风光氢氨+基础设施一体化低碳园区示范项目，也已因“绿氨市场价格下降，项目经济性不及预期，未达到集团公司投决要求”而主动放弃建设指标。无疑，效益评估已成为央企投资主营领域的“铁律”。

与此同时，行业内的收益率“隐形门槛”正在清晰浮现。在长源电力调整投资管理办法之际，同为五大发电集团上市公司的华电能源，明文规定了投资决策红线：风电光伏及大型风光水火储基地等项目，资本金内部收益率投资决策标准不低于6.5%；屋顶分布式光伏不低于7%；储能项目不低于6.5%。这些具体的数字，为理解长源电力等企业的“减投”行为提供了公开标尺。当项目因电价、土地成本等各类风险导致预期收益无法跨越这道门槛时，被“叫停”或缩减就成了必然的市场化选择。

转向：

战略重心移向风电

在收缩光伏战线的同时，清晰的战略“转向”正在发生。长源电力在减投公告中明确写道：“把优先发展风电作为主攻方向”，并计划重点接续建设汉川百万千瓦新能源基地和荆门市源网荷储百万千瓦新能源基地。

这一转向具有行业趋势性。据北极星太阳能光伏网此前梳理，作为光伏“霸主”、如今又秉持“均衡增长”策略的国家电投在风电领域的发力十分明显。2024年，其风电开工规模、海上风电核准规模均创历史新高。去年国家电投获得风电项目指标超12GW，位列六大发电集团之首；而光伏指标以超6GW的规模，落后于华能集团、华电集团和国家能源集团。2025年上半年，其在全国风电核准市场中继续占据显著份额。风电相对更高的利用小时数、更稳定的出力特性，以及在部分地区更优的土地利用条件，使其在市场竞争时代的经济性比较优势日益凸显。

从近一半装机被“腰斩” 的决绝减投，到综合项目的果断叫停，再到发展主线的明确转向，一系列动作传递出一个不容置疑的信号：中国新能源产业已经彻底告别依赖补贴、追求装机规模数字的扩张阶段，迈入以市场效益为核心的深度调整期。这也迫使所有参与者重新审视每一个项目的全生命周期价值，将资源导向真正具有竞争力的技术与领域。