装机断崖下跌，负电价蔓延，利用率下降，光伏还能投吗？

环球零碳

碳中和领域的《新青年》

首图来源：Wind Europe

摘要：

面对“量价齐跌”，光伏投资积极性受到严重制约。在实现“2035年风光装机36亿千瓦”这一目标下，保持政策节奏显得尤为关键。

撰文 | 维小尼

编辑 | 小雨

→这是《环球零碳》的第1707篇原创

最近，跟光伏从业者交谈，发现整个行业都笼罩着一种悲观气氛。这一悲观，不是来自“内卷”，而是来自政策切换下的节奏被打乱，而且不知道如何演变下去。即使有2035年36亿千瓦的确定性目标，也让行业兴奋不起来。

尤其是在经历5月抢装的高光之后，现在光伏面临装机断崖性下跌、负电价不断蔓延、西部地区光伏利用率下降、机制电价越来越低、一些地方光伏审批时间拉长甚至暂停，多重因素集合在一起，让光伏投资者更是充满迷茫。

2025年，本该是光伏行业乘势而上的关键一年。然而，现实却上演了一出“盛极而衰”的戏剧。

国家能源局数据显示，8月份全国新增光伏装机容量仅为7.36GW，同比下滑55%，环比下降33.1%，创下年内单月最低纪录。 与5月份的93GW形成鲜明对比。

电力市场到底发生了什么？是政策“收得太紧”，还是行业自身“内卷”过头？在反内卷浪潮下，光伏投资前景该怎么办？2035年风光总装机36亿千瓦的宏伟蓝图将如何收官？

01

断崖下跌负电价蔓延：装机节奏是如何被打乱的

回溯2025年上半年，光伏市场曾如火如荼。1-5月，全国新增光伏装机达197.85GW，其中5月份单月暴增93GW，环比大涨105.45%，同比飙升388%。

这波“史上最大抢装潮”源于“531新政”的倒逼效应：为锁定固定电价和保障性收购，开发商蜂拥而至，推动累计装机突破10亿千瓦大关，正式迈入“TW时代”。

然而，好景不长。进入6月，装机量开始“刹车”，6月仅53GW左右；7月进一步滑至11GW；8月更跌至7.36GW。

来源：光伏之源

9月数据还没发布，但考虑7、8月份以来的反内卷导致上游材料价格的上涨，会一定程度抑制需求，预计数据也会很平淡。

这一“前强后弱”的节奏并非偶然，而是多重因素合力作用的结果。

首先，政策红线效应凸显。2025年2月，国家发改委、能源局联合发布的136号文明确，自5月31日起，所有新增分布式光伏项目须通过电力现货市场交易消纳，彻底终结“补贴时代”。 这意味着项目从“量价双保”转向“量价不保”：电价随供需波动，峰谷价差拉大。

这标志着以往固定上网电价和规模补贴的模式终结。与此同时，现货市场规则也在完善，但短期内价格极限、企业自发自用安排等机制尚不完善。

这些不确定性因素，导致开发商决策周期延长和担心。

而且，以山东为代表的地方机制电价，对光伏投资者也是沉重打击。山东光伏项目机制电价是0.225元/度，接近盈亏平衡线，竞价中竞价下限几乎贴近度电成本，使不少项目面临“赔本干”的境地。

现货市场更惨。今年4月，山东光伏现货交易均价为0.016元/千瓦时（度电电价约1分6），创下中国电力市场化改革以来的最低纪录。

现货市场的负电价也在蔓延。如浙江春节期间电价最低达-0.2元/度，五一假期山东连续22小时出现负价。9月，四川丰水期，现货触及-50元/MWh下限；蒙西等地也频现负值。

以往“全额收购”模式下，光伏依赖固定上网电价或补贴，IRR（内部收益率）稳定在12%-15%。如今，波动风险放大：供需失衡下，新能源“低价倾销”导致负电价和地板电价频现。

能源央企半年报集体“亮红灯”，电价下行也是营收下滑的主因。今年上半年，华能国际营收1120.32亿元，同比降5.7%，境内平均上网电价485.27元/MWh，降2.69%。龙源电力营收下滑18.61%，新能源平均电价399元/MWh，降23元。 国电电力、电价409.7元/MWh，降6.72%；华电国际516.8元/MWh，降1.44%；大唐发电444.48元/MWh，降3.95%；中国电力光伏电价376.80元/MWh，降5.97%。

02

消纳限制与电网调度矛盾

这波“断崖式”下跌不仅让市场措手不及，还引发了对整个电力生态的深刻反思。

这种极端价格信号反映出供需失衡和市场机制不完善。当然，最主要原因，还是电网消纳存在瓶颈和短板。

风光利用率是新能源消纳的直观指标，利用率各地不断“亮黄灯”。8月全国光伏利用率96.4%，1-8月平均94.9%，同比微降，但区域分化严重。青海、新疆、西藏利用率不足90%（分别为84.3%、86.5%、64.8%），甘肃、蒙西、陕西、云南等7省区低于95%。3月更低：西藏68.6%，6省低于90%。

来源：光伏們

下降原因一方面是新能源装机占比升至60%，间歇性与波动性考验电网消纳：全国发电设备平均利用小时数减少，受系统原因限电影响。另一方面，区域不均加剧问题：西北“光资源富集”却消纳弱，东部“需求旺盛”利用率近100%（上海、浙江、福建等）。

利用率反应了各地新能源消纳难题日益突出。为了解决这个问题，有关部门出台政策，规定各省2025年非水可再生能源消纳责任权重为硬约束，当年必须完成，未达标不能抵下一年。

但没想到，这一政策使得地方政府谨慎放行新增光伏。传统光伏大省如山东、河北、江苏等地装机增速明显放缓，其中分布式光伏下滑尤为显著。

电网调度上也存在一些障碍。现行电网调度仍以行政命令为主，在低负荷时段往往“先调度、后交易”。如2025年1月27日浙江电网负荷仅1700万千瓦时，即便风光充足，当地调度仍维持大量煤电机组开机，致使许多清洁电源被迫弃风弃光。

调度部门对省际外来电安排也多沿用刚性计划（如西部煤电送出70%以上仍维持），进一步挤压了省内新能源消纳空间。

这表明当下电网平衡机制缺乏灵活性、资源配置扭曲。一些政策也在尝试破局，如国家能源局提出发展“源网荷储”一体化和绿电直连等模式：允许新能源与用电企业点对点直连，降低输电损耗、提高就地消纳。

总体看，省级调度范围与市场交易机制脱节，导致光伏等新能源无法充分利用其低边际成本优势，积压出清不足，消纳制约依旧严重。

03

政策节奏显得尤为关键

面对“量价齐跌”，光伏投资积极性受到严重制约。对项目开发商而言，投资回报预期已大幅降低，新项目审批和融资更为谨慎。

相关调研显示，山东竞价后，未开工项目大多暂缓；新疆、湖北等地集中式投资基本停滞。IRR低、周期长、风险高，更多的中小企业“停工潮”和退出潮已经出现。

从积极方面看，这可以使得产业链出现倒逼式去产能和优化调整，但是装机大幅下滑，会导致整个产业出现停滞，光伏投资也会随之下跌。这显然不是政策制定者希望看到的。

在实现“2035年风光装机36亿千瓦”这一巨量目标的压力下，政策节奏显得尤为关键。

当前全国风光累计约1.7亿千瓦，还有近1.9亿千瓦的装机缺口，这要求未来10年年均增装超180GW。以中国企业产能来计算，完成这个任务不是难事，但如果没有适当的利润，导致企业不愿意投资，目标就会成为问题。

因为当前市场环境似乎出现拐点：光伏企业普遍盈利能力下降，项目拿地审批放缓，完全放任市场化带来的“断崖式”调整难以持续达标目标。

从政策方面看，应在“稳步推进改革”与“保持企业可持续发展”之间取得平衡。一方面继续深化市场化方向，另一方面应适度留出制度适配期：比如放宽对于光伏新增竞价电量比例的要求，延长存量项目收益保障机制期限，避免因骤然削减保证收益而引起的市场恐慌。

唯有合理把握政策节奏，才能在防止行业过度内卷的同时，保持产业健康增长。

从企业层面来说，虽然光伏投资面临收益不确定性加剧的挑战，但有些项目还是值得关注的：一是分布式光伏特别是自发自用项目；二是"光伏+储能"一体化项目；三是多能互补综合能源项目；四是技术领先的成本优势项目。

当然，这需要光伏投资从粗放式规模扩张转向精细化价值创造。

Reference：

[1]北极星太阳能光伏网：负电价蔓延、风光价差拉大，行业正在经历“最痛洗牌”！

[2]光伏之源：8 月单月新增光伏装机7.36GW，同比下降55%，环比下降33%！

[3]光伏們：7省光伏利用率低于95%，2025年8月全国新能源消纳情况公布

[4]光伏們：36亿千瓦装机目标，光伏能“抢”到多少？

[5]光伏Time：单月装机93GW！当光伏“最后的疯狂”落幕……

热门阅读

（点击图片跳转阅读）

联系和关注我们↓（公众号后台留言联系小编）

免责声明：

本文仅用于学术交流和传播，不构成投资建议