亏损潮蔓延到集中式电站，光伏项目面临极速市场化考验

　　2025年上半年，湖北省新能源平均结算电价不足0.3元/千瓦时，相比于去年全年保障性收购的0.37-0.38元/千瓦时，降幅超过20%。这也导致湖北省集中式光伏电站普遍陷入亏损。

　　当然，湖北现货市场0.28元/千瓦时的光伏平均结算电价，并不是全国最低的。前述已有甘肃0.17元/千瓦时的价格，此外，山东电力现货市场光伏发电结算均价也跌穿了0.17元/千瓦时。

　　除了电价较低外，湖北集中式光伏电站亏损，还因为很多特殊因素。

　　首先，2025年6月6日，湖北电力现货市场结束试运行阶段，正式转入正式运行。现货市场正式运行后，新能源保障性收购取消，中长期交易不能超额签约，新能源实际签约中长期占发电量比例低。当遭遇天气波动时，中长期结算差价仅有几分钱。这使得光伏企业难以通过稳定的中长期合约保障收益。

　　其次，现货市场偏差考核严格，免考核范围仅预留+2%到-6%。但湖北新能源企业认为预测偏差率普遍在30%到40%，如此严苛的考核不合理。由于光伏发电受天气等自然因素影响极大，精准预测发电功率存在较高难度，严格的考核标准无疑增加了企业的运营成本和风险。

　　再次，光伏装机超标也是主因之一。

　　截至2024年底，湖北省风电、光伏装机规模达到了4462万千瓦，占全省电力总装机容量的36.1%，已超过火电、水电，成为湖北省第一大电源。2025年上半年，湖北又新增光伏装机770万千瓦，光伏装机累计达到4200万千瓦。

　　2025年7月，湖北打破了用电负荷历史记录，5456.8万千瓦较去年最高历史极值5401.7万千瓦增长55.1万千瓦、增幅1.02%。但是相比光伏装机增长，用电量增长还是十分有限。光伏装机的迅猛增长，使得电力市场供大于求的矛盾更加突出，进而压低了光伏电价。

　　从分布式到集中式，从西到东，光伏项目收益都出现大幅下滑。尽管各地的原因不完全相同，但亦有共性。

　　首先，新型电力系统的部分环节规划不够科学、合理。

　　中能建西南电力设计院原副总工程师吴安平曾提出，新型电力系统的构建，最关键的是以科学的发展规划为引领。目前，一些很不合理的现象表明，新型电力系统的科学规划做的远远不够。

　　比如，不少特高压输电工程长期达不到设计输电能力；新型储能之前搞强行配置，利用率低下；中东部地区限制本地分布式光伏和风电上网，但却在西部大力开发光伏和风电，然后远距离向中东部地区输电等。

　　目前，新型电力系统的规划既缺乏对战略问题的深入探索和科学前瞻，也没有对具体建设方案的全面论证和客观判断，而是凭想当然做决策。

　　新型电力系统科学规划不到位的原因之一，是各地方政府为了本地经济与就业，不遗余力上项目。如此一来，短时间内推高了新能源装机，尤其是光伏装机。而在这一过程中，新型电力系统的各项配套建设未能及时跟上，系统的新能源消纳能力未能同步提升，造成了光伏过剩。于是，负电价、弃光弃电、收益大幅下滑等问题就都一股脑出现了。

　　其次，各地的新能源发展都重装机、轻消纳。

　　最集中的反应是电网调度机制不灵活，难以适应新能源的处理特性，进而使得消纳能力未能同步提升。

　　2024年，德国装机占比65.5%的风光新能源贡献了接近50%的发电量。而中国，风光新能源装机占比为42%，但是发电量占比却只有18.5%。具体到各省，2024年，光伏第一大省山东，近50%的新能源装机，发电量占比仅为13%；西部新能源大省新疆，66%的新能源装机，发电量占比仅为20%……

　　中国新能源的消纳空间实际上是极其广阔的。新能源要实现高质量发展，就需要从过去的重装机模式向重消纳的模式切换。

　　中国工程院院士、南方电网专家委员会名誉主任委员李立浧曾表示，电网需要“无条件”接纳新能源。

　　李立浧认为，所谓的风光新能源的随机性、间歇性、波动性，仅是感性的描述，从技术角度来看可将新能源“三性”归结为不可预测性。这就意味着，新型电网的柔性智能，首先必须针对新能源实现高精度预测，有了高精度预测，电网才能够走向“无条件”接纳新能源。

　　只有新能源开发与新型电力系统的科学规划做好了，电力系统的新能源消纳能力有效提升了，光伏项目收益下滑的趋势才能得到根本抑制。

　　而只有光伏项目的收益问题解决了，光伏的发展才能进入良性循环的轨道，换句话说，一个亏钱的行业肯定做不下去，只要让光伏项目有合理利润，产业才能正常发展，而这本身也是新能源高质量发展的题中应有之义。