对于光伏电站行业来说，成熟的标志，不再是装机有多少，而是能不能把发出来的电卖出去、卖出好价钱

　　2026年3月的某个下午，山东某分布式光伏电站负责人老陈刚刚处理完1月份的电费结算单。看着屏幕上跳动的数字，他苦笑了一下，把账单转发给几个同行，配文只有三个字：“怎么玩？”

　　账单显示，他负责的那个工商业分布式光伏项目，1月份上网电量度电电价最低到了0.013元——相比当地燃煤基准价，跌幅高达97%。

　　“这不是腰斩，是脚踝斩。”

　　老陈在电话里对笔者说，“去年这时候，我们还在算几年回本，现在的问题是，能不能回本。”

　　与此同时，在距离山东一千多公里外的西北某省，某央企下属一家光伏电站的负责人老张，面临的是另一个困境。他所在的电站，限电率已经突破50%。

　　“发了的电卖不出价，没发的电不算收益，两头挤。”老张说，他所在的集团去年已经抛售了180亿光伏资产。

　　收益骤降

　　2025年，国家发改委“136号文”正式实施，宣告了光伏上网固定电价时代的终结。

　　对于习惯了“躺赚”的电站投资者来说，这是一场猝不及防的转向。

　　山东省是分布式光伏装机大省，也是最早感受到市场寒意的地区之一。2026年2月，山东一些分布式光伏项目的1月份电费账单流出，其上网电价呈现出惊人的分化——高的能拿到0.3232元/度，低的仅有0.013元/度。

　　差距高达30倍。老陈认为，核心原因在于“机制电价”的计算方式。

　　根据山东省的结算细则，余电上网的新能源项目，如果自用电量比例超过87%，月度机制电量可能直接归零，无法享受任何差价电费。

　　但更让电站运营者头疼的，是现货市场的价格波动。

　　“电力市场中不同时段、不同位置的电力，具有不同的价值。”

　　一位电力交易员对笔者解释道，“有的项目拿到的现货电价不到1毛/度，有的甚至只有2厘/度——这不是系统出错，这就是市场的真实反应。”

　　比如在浙江省，暂时没有消纳之忧的分布式光伏项目的电价就相对可观，1月份其市场交易均价为0.347963元/千瓦时。但增量项目因为没有参与机制竞价，无法获得机制电价差补，最终上网电价还是比燃煤基准价低了16%。

　　“增量项目现在面临的是‘裸奔’入市。”上述交易员说，“能拿多少钱，全看市场脸色。”

　　从全国范围看，2025-2026年的机制电价已呈现出清晰的“东高西低”格局。

　　青海省2026年光伏竞价上下限分别为0.2277元/千瓦时和0.15元/千瓦时；甘肃省2027年上半年增量项目竞价下限为0.1954元/千瓦时，上限为0.2447元/千瓦时；山西省2026年光伏机制电价最终出清结果为0.3168元/千瓦时。

　　而山东省2025年的价差，最高达到0.1699元/千瓦时。但这也意味着，机制电价与燃煤基准价之间的差距正在拉大，存量项目的“保护伞”正在缩小。

　　投资退潮

　　如果说电价下跌是“卖不上价”，那么弃光限电就是“有价无市”。

　　2025年1-11月，全国光伏利用率94.8%，较2024年同期的97.0%下降了2.2个百分点。这个数字看起来不算惊心动魄，但落到具体的电站身上，却是另一番景象。

　　“西北省份的平均限电率达到了30-40%，新疆部分光伏项目限电率超过50%，山东以及江苏苏北等负荷较大地区的限电率也突破了30%。”一位行业分析师给笔者提供了一组数据。

　　某上市电站企业的2025年财报印证了这一趋势。2025年，该公司的新疆光伏项目发电量同比下降33.22%，项目限电率超过50%。即便是用电负荷极大的江苏的光伏电站，其弃限率也已突破10%，苏北部分地区的项目甚至超过了30%。

　　“过去我们担心的是有没有补贴，现在担心的是能不能发电。”

　　上述央企电站负责人老张说，“一个光伏电站，有一半的时间在晒太阳，你让投资人怎么算账？”

　　弃光的原因很复杂，但最核心的一条是：光伏出力高峰集中在午间，而不少地区午间恰恰是负荷低谷，“发用错配”导致电网调峰压力急剧上升。

　　“电网不是不想接，是接不住。”

　　一位省级电网公司的人士对笔者坦言，“过去几年光伏装机爆发式增长，2025年新增装机315GW，远超电网消纳能力的建设速度，我们就像在跑一场永远追不上的马拉松。”

　　当电价和发电量两个核心变量都失去确定性，一场席卷全国的“撤退”悄然开始。

　　2026年2月，山东省能源局的一纸通知，让整个行业打了个寒颤。

　　在这份《关于调整集中式光伏发电并网项目名单的通知》中，63个未能如期建成并网的光伏电站项目被移出市场化并网名单，总容量高达583.9万千瓦。

　　更让市场震惊的是这份名单背后的署名——35家电力央国企，包括国家电投、华能、华电、中广核、华润等。其中，国家电投被调整容量达100万千瓦，华电集团砍掉40万千瓦，中广核砍掉近30万千瓦，华润集团砍掉24万千瓦。

　　“违约从来都不是主观意愿。”一位央企新能源投资负责人对笔者说，“谁也不想做亏本买卖。当电价腰斩、利用小时数缩水20%-40%，收益率跌破底线时，违约赔付甚至放弃前期投入，反而成为最好的止损选择。”

　　山东省能源局在清退的同时也留下了一个口子，对29个已开工项目给予宽限期，允许延期到2026年底前建成并网。

　　但这一让步恰恰说明，即使是地方政府也意识到，强行推进已经没有意义。

　　这并非孤例。把视线拉长，就会发现这是一场蔓延全国的“大撤退”。

　　公开资料显示，2025年下半年以来，仅贵州、陕西、河北、山西、福建、宁夏等6地，就废止风光项目143个，规模合计约10.67GW。同期，新疆兵团也出现多个项目主动申请移出清单，合计装机规模超过7GW。

　　“央国企最擅长做的，就是长周期、低波动的基础设施资产。”上述央企新能源投资负责人认为，“央国企做项目只在乎两样东西：现金流的确定性，规则稳定且清晰，但不巧的是，在如今的光伏电站市场，这两样都看不到。”

　　规则重构

　　光伏电站投资市场的改变，根源在于政策的转向。

　　2025年初发布的“136号文”，以2025年6月1日为界，对存量和增量项目实行差异化管控。存量项目继续执行差价结算机制，机制电价参考当地燃煤基准价执行；增量项目则完全转向市场化竞价模式，按报价从低到高确定入选项目。

　　江苏省的实施方案更为激进：自2026年1月1日起，全省光伏发电、风力发电项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。

　　海南省也明确提出，推动海上风电、集中式光伏、分布式光伏等新能源项目上网电量全量入市交易。

　　“这意味着，光伏从‘政策红利’彻底走向‘市场竞争’。”

　　一位行业分析师告诉笔者，“当行业从‘应发尽发’转向‘适当限电、入市竞价’时，资产就从‘类固定收益’变成了‘类商品经营’。收益率门槛、现金流稳定性、风险敞口——这些过去被政策护栏遮住的变量，一夜之间全部暴露了出来。”

　　个别央企已经把收益率要求摆上台面。风电、光伏及大型基地项目，资本金内部收益率不得低于6.5%；分布式光伏不低于7%。

　　如果我们把目光从单个电站的困境中抽离出来，站到更高的层面去看，就会发现，这是电力市场化的必然代价。

　　光伏电站行业正在经历的阵痛，实际上是全国统一电力市场体系建设“深水区攻坚”的必然产物。

　　2025年，我国如期实现了全国统一电力市场体系初步建成的阶段性目标。截至2025年底，除西藏、京津冀等少数地区外，全国电力现货市场实现全覆盖，国网省间现货市场及山西、广东、山东、甘肃等省级现货市场正式运行。新能源全部以“报量报价”方式参与电力现货市场，发电侧约86% 的装机容量、超80% 的发电量实现市场化定价。这意味着，光伏固定上网电价成为历史，不是政策的临时起意，而是市场体系走向成熟的必然选择。

　　2026年2月，国务院办公厅正式印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，明确提出，到2030年基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源全部直接参与电力市场；到2035年全面建成全国统一电力市场体系。

　　也就是说，2026-2030年，正是实现这一目标的关键攻坚期。

　　理解了这一宏观背景，再看光伏电站市场的处境，就会明白，电价波动不是“乱象”，而是市场在发现价格；弃光限电不是“退步”，而是系统在倒逼调节；央国企撤退不是“逃离”，而是资本在重新定价。

　　这场阵痛，是光伏电站行业从政策“温室”走向市场化“旷野”，必须要经历的历练。

　　游戏规则变了，参与者的姿势也必须跟着改变。

　　正泰新能源董事长陆川在接受媒体采访时就曾直言：“未来不能只是做光伏，而是要深化综合能源服务战略，要围绕新型电力系统布局储能、虚拟电厂、零碳园区等新赛道。”

　　他判断，行业正从“新能源产业化”走向“产业新能源化”，未来3-5年，综合能源服务会成为能源行业的必然选择，是所有能源企业的“必答题”。

　　山东那位分布式光伏电站负责人老陈告诉笔者，他正在申报参与下一次机制电价竞价。“能不能拿到，能拿到多少，现在都是未知数。但至少得试试，总不能就这样等着被市场淘汰吧。”

　　是的，“跑马圈地”的时代已经结束，“精耕细作”的时代正在启动。未来的赢家，不但要懂电力、要技术过硬，还要懂交易、懂客户、懂市场。

　　市场化是残酷的，但也是公平的。而对于光伏电站行业来说，成熟的标志，不再是装机有多少，而是能不能把发出来的电卖出去、卖出好价钱。