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比如在浙江省，暫時沒有消納之憂的分布式光伏項目的電價就相對可觀，1月份其市場交易均價為0.347963元/千瓦時。但增量項目因為沒有參與機制競價，無法獲得機制電價差補，最終上網(wǎng)電價還是比燃煤基準價低了16%。 “增量項目現(xiàn)在面臨的是‘裸奔’入市�！鄙鲜鼋灰讍T說，“能拿多少錢，全看市場臉色�！� 從全國范圍看，2025-2026年的機制電價已呈現(xiàn)出清晰的“東高西低”格局。 青海省2026年光伏競價上下限分別為0.2277元/千瓦時和0.15元/千瓦時；甘肅省2027年上半年增量項目競價下限為0.1954元/千瓦時，上限為0.2447元/千瓦時；山西省2026年光伏機制電價最終出清結(jié)果為0.3168元/千瓦時。 而山東省2025年的價差，最高達到0.1699元/千瓦時。但這也意味著，機制電價與燃煤基準價之間的差距正在拉大，存量項目的“保護傘”正在縮小。 投資退潮 如果說電價下跌是“賣不上價”，那么棄光限電就是“有價無市”。 2025年1-11月，全國光伏利用率94.8%，較2024年同期的97.0%下降了2.2個百分點。這個數(shù)字看起來不算驚心動魄，但落到具體的電站身上，卻是另一番景象。 “西北省份的平均限電率達到了30-40%， 新疆部分光伏項目限電率超過50%，山東以及江蘇蘇北等負荷較大地區(qū)的限電率也突破了30%�！币晃恍袠I(yè)分析師給筆者提供了一組數(shù)據(jù)。 某上市電站企業(yè)的2025年財報印證了這一趨勢。2025年，該公司的新疆光伏項目發(fā)電量同比下降33.22%，項目限電率超過50%。即便是用電負荷極大的江蘇的光伏電站，其棄限率也已突破10%，蘇北部分地區(qū)的項目甚至超過了30%。 “過去我們擔(dān)心的是有沒有補貼，現(xiàn)在擔(dān)心的是能不能發(fā)電�！� 上述央企電站負責(zé)人老張說，“一個光伏電站，有一半的時間在曬太陽，你讓投資人怎么算賬？” 棄光的原因很復(fù)雜，但最核心的一條是：光伏出力高峰集中在午間，而不少地區(qū)午間恰恰是負荷低谷，“發(fā)用錯配”導(dǎo)致電網(wǎng)調(diào)峰壓力急劇上升。 “電網(wǎng)不是不想接，是接不住。” 一位省級電網(wǎng)公司的人士對筆者坦言，“過去幾年光伏裝機爆發(fā)式增長，2025年新增裝機315GW，遠超電網(wǎng)消納能力的建設(shè)速度，我們就像在跑一場永遠追不上的馬拉松�！� |
