自年初以來，我國各省電價調整政策持續蔓延，對多個省份的能源市場產生了深遠影響。特別是部分地區的集中式光伏項目，其綜合上網電價受此波及出現了明顯下降，導致存量或在建的光伏項目收益嚴重下滑，光伏項目資產價值大幅縮水，引發了行業的廣泛關注和深切憂慮。

以甘肅省為例，一位當地的開發商透露，其在2022年獲取的光伏項目指標，在2023年年中開始建設并順利完成了組件招標。然而，2024年甘肅分時電價政策的執行以及新能源參與市場化交易的新規，使得該項目因電價調整而面臨高達8000萬元的虧損。這一案例凸顯了電價政策變動對光伏項目經濟效益的直接影響。

具體而言，2023年10月，甘肅省印發了《2024年省內電力中長期年度交易組織方案》。該方案規定，在谷時段新能源市場化交易電價的上限為燃煤基準價的50%。結合全天9:00至17:00的谷時段劃分，光伏參與市場交易的電價上限被設定為0.153元/度。據預測，甘肅光伏電站全年的綜合電價將在0.2元/度左右，這一電價水平相較于過去有了顯著下降。

“去年年中的光伏組件采購價還在1.5元/瓦左右，當時甘肅光伏項目的綜合電價在0.25至0.28元/kWh之間，項目收益率是能夠達到標準的。然而，2023年末甘肅電價調整后，開工在建的光伏項目收益率大幅下降。”一位業內人士表示，“央企投資商因此要求‘毀約’或降價收購，平均100MW的電站虧損約8000萬元。”

甘肅新能源競配過程中，各地市幾乎均提出了產業配套的要求。由于央國企無法直接落地對應的配套產業，因此往往選擇與制造企業聯合開發。然而，新的電價政策導致項目收益率嚴重不達標，央企因此面臨無法過會、不得不放棄或降價收購的困境。對于開發商而言，如果合作項目不能盡快出手，就意味著投資的全額虧損。因此，他們不得不加快建設進度，即便面臨虧損也要快速回籠資金。

實際上，隨著光伏裝機的不斷增長，電網調整消納壓力日益增大。為了引導負荷平移、促進新能源消納，各地政府正不斷出臺相關政策。與此同時，各省光伏參與市場化交易的比例越來越高。疊加新能源保障收購電量底層規則的改變，光伏項目正面臨著電價大范圍下降的嚴峻挑戰。項目收益的大幅折扣導致光伏電站的投資價值隨之下跌，部分地方的新能源投資因此幾乎全部轉向風電。

“如果能再晚一點開工就好了，沒想到組件價格會降得這么嚴重。但即便是現行的組件報價，面對甘肅的高配套費、低電價，其性價比也無法與風電抗衡。今年的開發商幾乎全部都倒向了風電項目。”一位行業人士感嘆道。

日前，甘肅陸續公示了“十四五”第三批風光競配指標結果或競配細則。在超過11GW的已知項目清單中，光伏的占比不足5%，與往年60%至80%以上的占比形成了鮮明的對比。這一數據變化進一步印證了光伏項目在甘肅面臨的困境以及投資風向的轉變。

另一位央企的電站開發投資人員直言不諱地表示：“甘肅各大光伏電站項目在一季度大面積虧損，已批的大基地項目沒法通過投資決策會。去年年底并網的光伏項目公司更是一片哀嚎。”

根據正泰電器、晶科科技等公司披露的光伏電站經營數據來看，其位于甘肅的光伏上網電價均出現了明顯的下跌。正泰電器在甘肅區域的集中式光伏電站上網電價從0.3元/千瓦時左右降至2024年一季度的0.18元/千瓦時；晶科科技甘肅區域集中式光伏電站上網電價則從0.49元逐漸降至一季度的0.27元/千瓦時，電價跌幅均達到了40%以上。這一系列數據進一步證實了電價政策調整對光伏項目經濟效益的沖擊以及行業面臨的挑戰。

面對當前的能源形勢，甘肅省近日對《關于優化調整工商業等用戶峰谷分時電價政策有關事項的通知》進行了更新。根據新政策，谷時段相比之前有所縮短，調整為10:00至16:00，這使得光伏電站的綜合電價略有上升，為光伏行業帶來了一絲喘息之機。

然而，甘肅并非孤例。寧夏、內蒙、廣西、青海、云南、新疆等光伏裝機大省也相繼出臺了分時電價政策，導致光伏綜合上網電價普遍出現明顯下降。這一趨勢對光伏項目的經濟效益和投資回報構成了挑戰。

今年年初，廣西引入了政府授權合約價格機制，將風、光的謀定價格設定為0.38元/千瓦時，這一價格相比廣西燃煤發電基準價低了4分/瓦。同時規定，光伏500小時以外的發電量將全部進入市場化交易，而風電則為800小時。這一政策變動對廣西的光伏市場產生了深遠影響。

寧夏方面，根據《關于核定2024年寧夏優先發電優先購電計劃的通知》，光伏參與電力市場交易的比例高達80%以上。結合《關于做好2024年電力中長期交易有關事項的通知》，寧夏光伏發電時段被劃定為谷電價，而谷電價則不得超過燃煤基準價的70%。這意味著寧夏光伏項目有80%的光伏電價上限為0.182元/度。與2022年光伏市場化交易執行不低于燃煤基準價的要求相比，寧夏光伏上網電價下降了30%。

青海也在今年4月印發了《關于優化完善我省峰谷分時電價政策的通知》，將9:00至17:00設定為谷時段，并對光伏市場化交易謀定了峰平谷電價，其中谷電下浮不低于20%，年度交易比例不低于80%。“現貨全面鋪開后光伏的平均電價要下降4—5分/瓦”，有青海的投資商表示擔憂。

新疆則自2023年8月起，受自治區發展改革委印發的《關于進一步完善分時電價有關事宜的通知》影響，光伏受分時電價政策的影響非常大。其發電高峰期至少有6小時位于平時段或者低谷時段，并且在5-8月份還有2小時位于深谷時段，這對新疆的光伏行業來說無疑是一個不小的挑戰。

2024年新疆部分風光場站的年度中長期電價結算情況，從綜合結算電價來看，新疆風電和光伏的電價分別可以達到0.232元/度和0.165元/度左右，尤其是光伏電站的電價，遠低于0.25元/度的燃煤基準價。

與此同時，云南的光伏上網電價也發生了新的變化。原本的“80%燃煤基準價+20%市場化”的定價機制進一步調整為“55%燃煤基準價+45%市場化”，顯示出市場化比例的提升。而在內蒙古，光伏保障收購小時數由450小時降至250小時，其余電量則全部進入電力市場化交易。交易電價執行峰平谷分時段價格，值得注意的是，內蒙古11:00至16:00全年均為谷時段，下浮比例最低為平時段的50%以上。

隨著全國各省光伏裝機比例的逐漸上漲，光伏電價的變化趨勢已然顯現。無論是地面還是分布式光伏電站，都將逐漸進入電力市場。這一趨勢無疑加大了光伏電站投資的不確定性，對投資商在投資區域選擇、項目推進節奏以及參與市場化交易策略等方面提出了更大的挑戰。

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