2026年的中国光伏行业，呈现出一幅耐人寻味的错位图景。

一边是寒意未退。自2023年底进入下行周期以来，光伏制造产能规模超过需求的两倍，低价无序竞争导致全行业连续两年亏损。“反内卷”被明确为行业规范治理的主要矛盾，产能调控、标准引领、兼并重组成为关键词。

另一边，两大石油央企却在加速落子。中石油新疆油田400万千瓦光伏项目二期136万千瓦工程建设正酣，建成后将成为其单体规模最大的集中式光伏电站；塔里木油田已建成5座光伏电站、总装机260万千瓦，另有4个项目在建、装机180万千瓦。中石化“万站沐光”行动持续推进，仅河北石油一地累计建成的分布式光伏电站已达342座；华南最大的广西合浦“渔光互补”项目首批单元并网，规划装机100兆瓦。

在光伏制造端血流成河的当口，两桶油为什么还在“往里冲”？答案不在于它们看好光伏的周期底部，而在于它们下的根本不是同一盘棋。

两桶油的光伏

理解两桶油的逆势投资，首先要看清它们投的是什么。

电力央企和民营光伏企业投资光伏，核心商业模型是“发电—上网—卖电”，收益取决于上网电价和利用小时数。2025年“136号文”取消新能源保障性收购、全面推向市场化竞价后，这一模型遭遇重击。例如在山东，午间光伏大发时段电价一度跌至0.05元/千瓦时，这正是电力央企密集甩卖光伏资产、从“跑马圈地”转向“精打细算”的直接诱因。

两桶油的光伏，走的是另一条路。其核心逻辑不是“卖电给电网”，而是“把电用在自己的生产线上”。

中石油塔里木油田富满区块的绿电直连项目，是最典型的样本。该项目获批于2026年3月，是中国石油(12.850, 0.00, 0.00%)首个“绿电直连”项目：10万千瓦光伏电站通过2.5公里专用线路，直接向年产油气超460万吨的富满油田供电，配套20兆瓦/80兆瓦时储能平抑波动。项目投运后，富满油田绿电应用占比将达到35.7%，相当于年替代标煤4.73万吨、减碳12.29万吨。

这里的关键差异在于消纳方式。传统光伏电站的电力进入公共电网，价格由市场竞价决定，波动剧烈且不可控；绿电直连的电力点对点进入油田负荷，绕开了电价竞价的。

中石化“万站沐光”的逻辑与此类似，只是场景从油田换成了终端。3.2万座加油站、近千个油田矿区的屋顶和闲置土地，构成了分布式光伏的天然载体。河北石油333座光伏电站建于加能站屋顶，9座布局在油库和中央仓，核心账本是“节费创效”，而非卖电收入。广西合浦渔光互补项目则采用“全额上网”模式，但依托系统内北海炼化的消纳能力，本质上仍然是“自产自消”的延伸。

两桶油的光伏装机，首先是油气生产体系和终端网络的“绿色配套”，其次才是电力资产。这决定了它们对上网电价的敏感度，远低于纯粹的光伏运营商。

“逆势”的底牌

如果仅仅是消纳方式不同，尚不足以解释为什么是两桶油、而不是其他企业来做这件事。更深一层的逻辑在于，两桶油手里握着一组光伏行业最稀缺的生产要素：可用的土地、现成的负荷，以及油气生产本身对绿电的刚性需求。

石油巨头拥有大量油田、矿区、管道走廊用地，西北油田的光照条件尤其优越。中石油在“沙戈荒”基地的布局直接受益于此：新疆油田400万千瓦项目占地92平方公里，塔里木上库130万千瓦项目占地3.5万亩，同步配套草方格固沙和板间植被培育，形成了“发电+生态治理”的复合土地利用模式。这些土地对油气企业而言是存量资产。

更关键的是负荷侧。油田采油、炼化生产、制氢、加油站充电，本身就是持续、稳定、可调节的用电大户。中石油的风光电力“大都自己组网自己消纳，主要用于油田采油生产、化工生产、制氢、加油站充电……少数多余电量才并入国网卖电”。今年上半年，吉林油田绿电自消纳成效突出，累计发电量达3亿千瓦时，节约生产成本超1亿元，减少碳排放16万吨，实现降本、减碳双向增收。依托 中国石油 首个大规模绿电自消纳示范项目，吉林油田全面采用风光电能替代油气生产外购网电，形成自发自用、闭环消纳的运行模式。

还有一个容易被忽略的维度：碳足迹。随着碳关税和全球供应链碳核算趋严，油气产品本身的“含绿量”正在成为竞争力的一部分。绿电直连之所以被塔里木油田视为“里程碑”，不仅在于降本，更在于“提升了绿电来源的透明度与可追溯性，使产品碳足迹核算更为精准可信”。两桶油投资光伏，是在为自身核心产品的低碳属性支付“保险费”。