-6.75% ，这是今年上半年甘肃电投能源发展股份有限公司（以下简称“甘肃能源”）光伏电站项目的毛利率。
2025年，甘肃能源光伏的毛利率已经跌至-21.96%。今年上半年虽然有所修复，却依然没有走出负毛利。
如今，光伏电站盈利承压并不稀奇，但营业成本持续超过营业收入，在能源央国企中仍不多见。
作为西北地区颇具代表性的综合能源企业，甘肃能源是目前压力被放大得最明显的地方国企样本：风光资源非常好，利用小时数和上网电价却在同时下滑，电站越来越难赚钱，卖一度电还倒贴成本。
然而，甘肃能源并没有放弃光伏，还要继续投，而且要投得更大。这家光伏业务亏损的地方国企，靠什么继续下注，又在赌什么？
01
火电，是甘肃能源的底气
甘肃能源是甘肃电投集团旗下上市公司和核心电力平台。截至2026年6月底，公司在运控股装机959.004万千瓦，其中火电600万千瓦、水电170.02万千瓦、风电110.35万千瓦、光伏73.6万千瓦。
近两年，甘肃能源并未投建新的风光项目。根据2025-2026年半年报，受甘肃现货电价调整和新能源消纳压力影响，公司风光板块的日子依然不好过。
2025年，公司光伏收入下降45.39%，但营业成本只下降4.07%，形成典型的“量价下降、成本刚性”组合。其光伏折旧费用约1.87亿元，占光伏业务成本约85.5%，一旦利用小时和电价同时下降，固定折旧就会迅速吞噬毛利。
风电业务的利润空间同样被压缩。2025年甘肃能源风电毛利率只有24.81%，明显低于多数央国企新能源公司约30-50%的水平；2026年上半年又降至10.05%。
但即便局部承压，公司半年度归母净利润依然达到8.396亿元。这份韧性则源自火电。
2024年，以风光水电为主的甘肃能源“反向并购”，在火电厂增绿的大背景下，以现金对价11亿元及股份对价65.3亿元收购了大型火电企业甘肃电投常乐公司66%的股权。
更准确的来说，是控股股东甘肃电投将旗下优质火电资产注入上市平台。
常乐公司4x100万千瓦火电是西北地区最大的调峰火电项目，同时也是国家“西电东送”战略重点工程祁韶±800千伏特高压直流输电工程的配套调峰电源。彼时常乐公司经营业绩整体上强于甘肃能源。
常乐电厂并表后，甘肃能源的装机结构被彻底改写。
2024年公司装机和发电量大幅上升，装机由353.97万跃升至753.97万千瓦；2025年，常乐电厂5号、6号机组相继投运，火电总装机增至600万千瓦，一举成为全国百万千瓦级火电总装机容量最大的火电厂。
甘肃电投集团6×100万千瓦
全国最大百万千瓦级火电调峰项目——常乐电厂
到2026年上半年，火电贡献了甘肃能源79.21%的收入，毛利率达到48.11%。
甘肃能源名义上是“风光水火储”综合能源企业，现实中却几乎靠火电托住全部利润。
不过，也正是这块利润和现金流底座，给了甘肃能源继续押注新能源的底气。
02
90亿元光伏项目，算出两本账
对于地方能源国企而言，现有光伏电站虽然亏损，新项目却仍具有长期战略价值；只是它的盈利取决于外送通道什么时候投运、电价能否托住、负荷能否兑现。
从消纳情况上看，2026年一季度，甘肃光伏发电利用率已经降至82.5%，与西藏、青海、新疆一同处于全国光伏消纳压力最严重的区域。
从装机上看，根据国家能源局数据，今年上半年全国新增光伏装机7176.8万千瓦，同比暴跌66%。其中地面电站2955万千瓦，同比跌去七成。
作为集中式装机大省之一的甘肃，上半年光伏新增装机仅有76.2万千瓦。
整个市场都在踩刹车，甘肃能源却联手华润电力拿出了一个300万千瓦的光伏项目，规模接近甘肃能源现有光伏电站的四倍。
2026年6月，甘肃能源决定推进凉州九墩滩300万千瓦光伏项目，动态总投资约90.30亿元。
可研按照2025年光伏项目平均结算电价0.2062元/千瓦时测算投资回收期（所得税后） 为13.82 年，资本金内部收益率为9.9%，看上去并不低。
央企投资红线是7%左右，当前新建光伏项目IRR普遍只有5%–6%。
但公告紧接着提示新能源上网电价下行风险，又摆出了另一套更“残酷”的账本：
光伏项目可研测算的弃电率高达22%；
参考武威地区2026年一季度光伏电价，并考虑陇电入浙通道建成后的市场改善预期，若按照0.16—0.175元/千瓦时的上网电价测算，项目资本金财务内部收益率将骤降至1.92%—4.57%。
这一数值显然偏离了央国企光伏项目投资的舒适区。
更重要的是，两套电价测算逻辑再次清晰地暴露出甘肃河西新能源当前消纳压力、电价持续下行两大核心痛点。
03
消纳、电价问题短期难以缓解
从项目推进来看，甘肃能源决定先启动其中100万千瓦光伏项目，同时建设民勤南湖100万千瓦风电项目；剩余200万千瓦光伏，将根据电网送出工程进度分期推进。
推进逻辑也很明确：
先拿住大基地开发权和规模地位；
通过分期建设控制投入，给剩余项目留下暂停和调整的空间；
等待陇电入浙通道投运、电价机制改善以及设备成本下降，重新修复项目收益。
甘肃能源的谨慎推进并非多余。
甘肃堪称西北改革的“压力测试”。风光同场同权、供给严重过剩、需求端没有足够外送空间，三者叠加下直接将机制电价压到下限。
甘肃2025年度及2026年度新能源机制电价竞价中，新能源项目扎堆，保价电量却太少。风电、光伏均以0.1954元/千瓦时的“地板价”价格出清，遵循“价低者得”的单一逻辑，放眼全国都是绝对底部。
但第三轮竞价，价格突然反弹。
2026年5月公示的甘肃2027年上半年竞价结果显示，光伏机制电价升至0.2447元/千瓦时，触及上限；风电也达到0.244元/千瓦时。同期，机制电量扩大至30亿千瓦时，较上一批接近翻倍。
这并不意味着甘肃新能源已经重新变成好生意，反弹后的光伏机制电价在已公布2027年竞价结果的省份中仍是最低价。
但价格的上涨至少说明企业不愿再用“自杀式报价”换取入场资格。
新能源全面入市后，现货电价更加波动，机制电量已是稀缺的价格保险。对企业来说，抢规模正在让位于保收益。
外送预期的改善也在推动价格的反弹。甘肃至浙江特高压工程正在推进，工程整体投运后，每年可向浙江输送超过360亿千瓦时清洁电能，其中新能源电量超过210亿千瓦时。
陇电入浙最早要到2027年才能实际改善甘肃的外送空间。通道投运将缓解甘肃省供给过剩，能否修复项目收益，仍取决于送电安排、市场交易和落地电价。
04
“算电协同”2.17%的收益率很骨感
大基地外送之外，甘肃能源还把算力当成了新能源消纳的新出口。
2026年4月，公司宣布投资建设庆阳“东数西算”产业园区绿电聚合试点二期项目。项目总装机100万千瓦，其中风电75万千瓦、光伏25万千瓦，总投资约43.77亿元。
该项目为探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”模式的试点项目。今年7月底，该项目已获核准（备案）。
其吸人眼球的点，一方面是为算力供电的新模式，另一方面是收益率。
按照上网电量年均电价0.2375元/千瓦时、发用匹配电量年均电价0.1948元/千瓦时测算，项目税后投资回收期长达16.34年，资本金财务内部收益率仅有2.17%。
2.17%的收益率几乎没有容错空间。算力负荷能否兑现、电价是否继续下行、交易规则和电网费用是否调整，任何一项变化，都可能吞掉本就有限的收益。
公司在公告中明确，项目存在进度未达预期、未能达到预期收益的风险，并一口气列出11项收益影响因素。
甘肃能源并非唯一押注算力的能源国企。截至2026年8月，公开可核验的能源央企、电网央企和地方能源集团中，至少已有十余家通过项目、平台或试点进入“算电协同”。
但多数项目仍处于建设、局部投产或示范阶段，普遍没有披露资本金收益率，其商业回报仍缺少公开账本验证。
地方能源国企要承担产业导入、算力枢纽建设和新能源扩张等任务。“算电协同”或许能够回答电往哪里卖，却还没有证明电能卖得更值钱。
05
结语
甘肃能源的状况只是目前央国企光伏开发项目的冰山一角。
从部分央国企的业绩预告中也能看到，2026年上半年新能源发电行业面临盈利收缩的困境。
三峡能源归母净利润为10.45亿元至12.95亿元，同比减少66%至73%；华能国际境内上网电量1995.78亿千瓦时，同比下降2.97%，平均上网结算电价463.02元/兆瓦时，同比下降4.58%，遭遇“量价双杀”。
央国企拿到最便宜的资金、最强的资源和最低的设备采购价格之后，新能源电站依然大面积利润下滑。
过去，光伏行业解决的是如何把电站建得更便宜；现在，真正决定项目收益的，已经变成电能不能消纳，以及能以什么价格消纳。
光伏行业最大的困境，不在于制造端的成本，而在于“发不出来的电”和“卖不上价的电”。
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