裝機斷崖下跌，負電價蔓延，利用率下降，光伏還能投嗎？

環球零碳

碳中和領域的《新青年》

首圖來源：Wind Europe

摘要：

面對“量價齊跌”，光伏投資積極性受到嚴重制約。在實現“2035年風光裝機36億千瓦”這一目標下，保持政策節奏顯得尤為關鍵。

撰文 | 維小尼

編輯 | 小雨

→這是《環球零碳》的第1707篇原創

最近，跟光伏從業者交談，發現整個行業都籠罩著一種悲觀氣氛。這一悲觀，不是來自“內卷”，而是來自政策切換下的節奏被打亂，而且不知道如何演變下去。即使有2035年36億千瓦的確定性目標，也讓行業興奮不起來。

尤其是在經歷5月搶裝的高光之后，現在光伏面臨裝機斷崖性下跌、負電價不斷蔓延、西部地區光伏利用率下降、機制電價越來越低、一些地方光伏審批時間拉長甚至暫停，多重因素集合在一起，讓光伏投資者更是充滿迷茫。

2025年，本該是光伏行業乘勢而上的關鍵一年。然而，現實卻上演了一出“盛極而衰”的戲劇。

國家能源局數據顯示，8月份全國新增光伏裝機容量僅為7.36GW，同比下滑55%，環比下降33.1%，創下年內單月最低紀錄。 與5月份的93GW形成鮮明對比。

電力市場到底發生了什么？是政策“收得太緊”，還是行業自身“內卷”過頭？在反內卷浪潮下，光伏投資前景該怎么辦？2035年風光總裝機36億千瓦的宏偉藍圖將如何收官？

01

斷崖下跌負電價蔓延：裝機節奏是如何被打亂的

回溯2025年上半年，光伏市場曾如火如荼。1-5月，全國新增光伏裝機達197.85GW，其中5月份單月暴增93GW，環比大漲105.45%，同比飆升388%。

這波“史上最大搶裝潮”源于“531新政”的倒逼效應：為鎖定固定電價和保障性收購，開發商蜂擁而至，推動累計裝機突破10億千瓦大關，正式邁入“TW時代”。

然而，好景不長。進入6月，裝機量開始“剎車”，6月僅53GW左右；7月進一步滑至11GW；8月更跌至7.36GW。

來源：光伏之源

9月數據還沒發布，但考慮7、8月份以來的反內卷導致上游材料價格的上漲，會一定程度抑制需求，預計數據也會很平淡。

這一“前強后弱”的節奏并非偶然，而是多重因素合力作用的結果。

首先，政策紅線效應凸顯。2025年2月，國家發改委、能源局聯合發布的136號文明確，自5月31日起，所有新增分布式光伏項目須通過電力現貨市場交易消納，徹底終結“補貼時代”。 這意味著項目從“量價雙保”轉向“量價不保”：電價隨供需波動，峰谷價差拉大。

這標志著以往固定上網電價和規模補貼的模式終結。與此同時，現貨市場規則也在完善，但短期內價格極限、企業自發自用安排等機制尚不完善。

這些不確定性因素，導致開發商決策周期延長和擔心。

而且，以山東為代表的地方機制電價，對光伏投資者也是沉重打擊。山東光伏項目機制電價是0.225元/度，接近盈虧平衡線，競價中競價下限幾乎貼近度電成本，使不少項目面臨“賠本干”的境地。

現貨市場更慘。今年4月，山東光伏現貨交易均價為0.016元/千瓦時（度電電價約1分6），創下中國電力市場化改革以來的最低紀錄。

現貨市場的負電價也在蔓延。如浙江春節期間電價最低達-0.2元/度，五一假期山東連續22小時出現負價。9月，四川豐水期，現貨觸及-50元/MWh下限；蒙西等地也頻現負值。

以往“全額收購”模式下，光伏依賴固定上網電價或補貼，IRR（內部收益率）穩定在12%-15%。如今，波動風險放大：供需失衡下，新能源“低價傾銷”導致負電價和地板電價頻現。

能源央企半年報集體“亮紅燈”，電價下行也是營收下滑的主因。今年上半年，華能國際營收1120.32億元，同比降5.7%，境內平均上網電價485.27元/MWh，降2.69%。龍源電力營收下滑18.61%，新能源平均電價399元/MWh，降23元。 國電電力、電價409.7元/MWh，降6.72%；華電國際516.8元/MWh，降1.44%；大唐發電444.48元/MWh，降3.95%；中國電力光伏電價376.80元/MWh，降5.97%。

02

消納限制與電網調度矛盾

這波“斷崖式”下跌不僅讓市場措手不及，還引發了對整個電力生態的深刻反思。

這種極端價格信號反映出供需失衡和市場機制不完善。當然，最主要原因，還是電網消納存在瓶頸和短板。

風光利用率是新能源消納的直觀指標，利用率各地不斷“亮黃燈”。8月全國光伏利用率96.4%，1-8月平均94.9%，同比微降，但區域分化嚴重。青海、新疆、西藏利用率不足90%（分別為84.3%、86.5%、64.8%），甘肅、蒙西、陜西、云南等7省區低于95%。3月更低：西藏68.6%，6省低于90%。

來源：光伏們

下降原因一方面是新能源裝機占比升至60%，間歇性與波動性考驗電網消納：全國發電設備平均利用小時數減少，受系統原因限電影響。另一方面，區域不均加劇問題：西北“光資源富集”卻消納弱，東部“需求旺盛”利用率近100%（上海、浙江、福建等）。

利用率反應了各地新能源消納難題日益突出。為了解決這個問題，有關部門出臺政策，規定各省2025年非水可再生能源消納責任權重為硬約束，當年必須完成，未達標不能抵下一年。

但沒想到，這一政策使得地方政府謹慎放行新增光伏。傳統光伏大省如山東、河北、江蘇等地裝機增速明顯放緩，其中分布式光伏下滑尤為顯著。

電網調度上也存在一些障礙。現行電網調度仍以行政命令為主，在低負荷時段往往“先調度、后交易”。如2025年1月27日浙江電網負荷僅1700萬千瓦時，即便風光充足，當地調度仍維持大量煤電機組開機，致使許多清潔電源被迫棄風棄光。

調度部門對省際外來電安排也多沿用剛性計劃（如西部煤電送出70%以上仍維持），進一步擠壓了省內新能源消納空間。

這表明當下電網平衡機制缺乏靈活性、資源配置扭曲。一些政策也在嘗試破局，如國家能源局提出發展“源網荷儲”一體化和綠電直連等模式：允許新能源與用電企業點對點直連，降低輸電損耗、提高就地消納。

總體看，省級調度范圍與市場交易機制脫節，導致光伏等新能源無法充分利用其低邊際成本優勢，積壓出清不足，消納制約依舊嚴重。

03

政策節奏顯得尤為關鍵

面對“量價齊跌”，光伏投資積極性受到嚴重制約。對項目開發商而言，投資回報預期已大幅降低，新項目審批和融資更為謹慎。

相關調研顯示，山東競價后，未開工項目大多暫緩；新疆、湖北等地集中式投資基本停滯。IRR低、周期長、風險高，更多的中小企業“停工潮”和退出潮已經出現。

從積極方面看，這可以使得產業鏈出現倒逼式去產能和優化調整，但是裝機大幅下滑，會導致整個產業出現停滯，光伏投資也會隨之下跌。這顯然不是政策制定者希望看到的。

在實現“2035年風光裝機36億千瓦”這一巨量目標的壓力下，政策節奏顯得尤為關鍵。

當前全國風光累計約1.7億千瓦，還有近1.9億千瓦的裝機缺口，這要求未來10年年均增裝超180GW。以中國企業產能來計算，完成這個任務不是難事，但如果沒有適當的利潤，導致企業不愿意投資，目標就會成為問題。

因為當前市場環境似乎出現拐點：光伏企業普遍盈利能力下降，項目拿地審批放緩，完全放任市場化帶來的“斷崖式”調整難以持續達標目標。

從政策方面看，應在“穩步推進改革”與“保持企業可持續發展”之間取得平衡。一方面繼續深化市場化方向，另一方面應適度留出制度適配期：比如放寬對于光伏新增競價電量比例的要求，延長存量項目收益保障機制期限，避免因驟然削減保證收益而引起的市場恐慌。

唯有合理把握政策節奏，才能在防止行業過度內卷的同時，保持產業健康增長。

從企業層面來說，雖然光伏投資面臨收益不確定性加劇的挑戰，但有些項目還是值得關注的：一是分布式光伏特別是自發自用項目；二是"光伏+儲能"一體化項目；三是多能互補綜合能源項目；四是技術領先的成本優勢項目。

當然，這需要光伏投資從粗放式規模擴張轉向精細化價值創造。

Reference：

[1]北極星太陽能光伏網：負電價蔓延、風光價差拉大，行業正在經歷“最痛洗牌”！

[2]光伏之源：8 月單月新增光伏裝機7.36GW，同比下降55%，環比下降33%！

[3]光伏們：7省光伏利用率低于95%，2025年8月全國新能源消納情況公布

[4]光伏們：36億千瓦裝機目標，光伏能“搶”到多少？

[5]光伏Time：單月裝機93GW！當光伏“最后的瘋狂”落幕……

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