“今年上半年我们光伏场站结算电价在0.28元左右，比燃煤标杆电价下降了超过30%，已经近乎资不抵债了。”一家央企湖北公司的负责人林含（化名）无奈的表示，“在这样的市场环境下，新的光伏项目想开工非常难，根本过不了会，但地方政府还在敦促我们尽快建设。” 

这种困境并不是这一家企业所面临的，几乎所有在湖北持有平价光伏电站资产的企业都在承受巨大的运营压力。虽然136号文的实施让新增项目面临投决困难，但湖北电力投资企业持有的大量存量资产显然承受了比新政调整更大的压力。

“虽然夏季用电负荷提升，但这两个月也就是微利，目前看全年都会亏损”、“听说一家这几年光伏投运比较多的地方国企，有几个月员工只能发出基本工资”、“存量电站都亏成这样的，新的项目怎么开工呢？”、“再这样下去，湖北的光伏电站没人投资了”、“配套的储能沉没成本都不止，还在倒贴赔钱”……在武汉，光伏們听到了来自各家新能源投资企业的声音。

湖北新能源面临的这些问题是否“合理”？光伏电站是“受了欺负”还是发展到了一定规模必然会遇到这种境况？光伏們带着这些问题进一步走访了相关企业和专家。

电价同比降幅超 20%，存量光伏陷入亏损

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（某企业的光伏平均结算电价约0.28元/千瓦时），相比于去年全年的0.37-0.38元/千瓦时，降幅超过20%。这是导致湖北省存量平价新能源电站，尤其是光伏电站普遍陷入亏损的根本原因。

虽然全国范围来看，现货市场下新能源电能量价格持续下降，是导致各省电价下降的普遍问题。但湖北的特殊之处在于，原本用于替代保障性收购部分的中长期交易，由于不能超签等原因，并不具备实际的保障作用。同时，严格的偏差考核与超额获利返还规则的调整，进一步拉低了综合结算电价。

2024年4月湖北启动现货试运行，4-12月新能源电站有60-70%的电量，按照0.4161元/千瓦时燃煤基准价保障收购，其余部分进入现货。超过一半的保障收购，也一定程度上支撑了湖北2024年的新能源电价。

2025年6月，湖北现货市场转入正式运行。也在这一年，新能源保障性收购部分取消，取而代之的是较低的中长期交易限额。在电网代购规模不降反增的大背景下，新能源实际签约中长期占发电能力的比例光伏仅50-60%、风电仅20-30%。

2025年1-5月湖北省新能源中长期结算均价

（单位：元/MWh，来源：国能日新）

虽然从电价水平来看，风电、光伏中长期交易的平均结算价格分别为0.463、0.425元/千瓦时，高于燃煤基准价。然而，在规则的具体执行上，中长期交易的保障作用被大幅削弱。

根据参与湖北电力市场的发电企业透露，由于湖北中长期交易不允许超签，“新能源发电是波动的，天气好的时候没问题，一旦阴天，中长期结算下来差价也就只有几分钱，不允许超签相当于没有太多的保障作用。而湖北一年可能有将近200天为阴天，这就导致中长期的实际价值大幅降低。”

中长期的保障价值受限，现货市场里的光伏电价只能卖到0.1~0.2元/千瓦时，即使是夏季负荷高峰季节，最多在0.2元出头，这是整个上半年湖北省光伏电站的电价结算情况。

在这个基础上，湖北省还有两个特殊规则。《湖北省电力现货市场结算实施细则》明确，新能源超额获利回收资金由直接交易用户按其当月10:00 - 14:00 期间累计用电量占比在 M+2 月后分享。这部分拿走了新能源上网电价的约3-4分/千瓦时。

第二个规则是严苛的现货市场偏差考核，湖北对新能源执行了全国最为严厉的发电执行偏差考核，免考核范围仅预留+2～-6%，据光伏們了解，湖北省光伏电站仅偏差考核带来电价下降约3-5分/千瓦时，考核金额直接由负荷侧工商业分享，而这部分资金2024年是返还给预测精准度高的新能源企业的。

有业内人士戏称“湖北是全国最难的现货市场”，实际上，即使是业内头部的功率预测产品，偏差率也在30-40%，新能源的超短期功率单点预测是世界级难题，当前难有更优的解决方案。

综合测算下来，湖北省上半年光伏、风电的结算电价大约落在0.28、0.29元/千瓦时左右，各企业略有不同。而在2020-2023年集中投产的大量新能源电站，在银行利率下调之后，度电成本还维持在0.35元/千瓦时左右。林含表示，“在我们集团的评估体系下，湖北风电需要0.34-0.35元/千瓦时的收益才能过投决”。

光伏們获悉，一家已获得光伏开发指标的民营企业，在拿到其附近某电站的结算电价后，决定暂缓开工。数家民营新能源企业撤出了湖北的开发团队。

储能，不止沉没成本

湖北新能源背负的还远不止骤降的电价，投产之后一直在“倒贴电费”的储能电站也是压在新能源发电企业身上的重担之一。

“一投即亏”，已成为湖北储能电站投资的现状。虽然湖北“十四五”批复了大量的储能电站，但迟迟未出台相关的价格政策，导致已投产的储能电站，只要是与