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自年初以来，我国各省电价调整政策持续蔓延，对多个省份的能源市场产生了深远影响。特别是部分地区的集中式光伏项目，其综合上网电价受此波及出现了明显下降，导致存量或在建的光伏项目收益严重下滑，光伏项目资产价值大幅缩水，引发了行业的广泛关注和深切忧虑。

以甘肃省为例，一位当地的开发商透露，其在2022年获取的光伏项目指标，在2023年年中开始建设并顺利完成了组件招标。然而，2024年甘肃分时电价政策的执行以及新能源参与市场化交易的新规，使得该项目因电价调整而面临高达8000万元的亏损。这一案例凸显了电价政策变动对光伏项目经济效益的直接影响。

具体而言，2023年10月，甘肃省印发了《2024年省内电力中长期年度交易组织方案》。该方案规定，在谷时段新能源市场化交易电价的上限为燃煤基准价的50%。结合全天9:00至17:00的谷时段划分，光伏参与市场交易的电价上限被设定为0.153元/度。据预测，甘肃光伏电站全年的综合电价将在0.2元/度左右，这一电价水平相较于过去有了显著下降。

“去年年中的光伏组件采购价还在1.5元/瓦左右，当时甘肃光伏项目的综合电价在0.25至0.28元/kWh之间，项目收益率是能够达到标准的。然而，2023年末甘肃电价调整后，开工在建的光伏项目收益率大幅下降。”一位业内人士表示，“央企投资商因此要求‘毁约’或降价收购，平均100MW的电站亏损约8000万元。”

甘肃新能源竞配过程中，各地市几乎均提出了产业配套的要求。由于央国企无法直接落地对应的配套产业，因此往往选择与制造企业联合开发。然而，新的电价政策导致项目收益率严重不达标，央企因此面临无法过会、不得不放弃或降价收购的困境。对于开发商而言，如果合作项目不能尽快出手，就意味着投资的全额亏损。因此，他们不得不加快建设进度，即便面临亏损也要快速回笼资金。

实际上，随着光伏装机的不断增长，电网调整消纳压力日益增大。为了引导负荷平移、促进新能源消纳，各地政府正不断出台相关政策。与此同时，各省光伏参与市场化交易的比例越来越高。叠加新能源保障收购电量底层规则的改变，光伏项目正面临着电价大范围下降的严峻挑战。项目收益的大幅折扣导致光伏电站的投资价值随之下跌，部分地方的新能源投资因此几乎全部转向风电。

“如果能再晚一点开工就好了，没想到组件价格会降得这么严重。但即便是现行的组件报价，面对甘肃的高配套费、低电价，其性价比也无法与风电抗衡。今年的开发商几乎全部都倒向了风电项目。”一位行业人士感叹道。

日前，甘肃陆续公示了“十四五”第三批风光竞配指标结果或竞配细则。在超过11GW的已知项目清单中，光伏的占比不足5%，与往年60%至80%以上的占比形成了鲜明的对比。这一数据变化进一步印证了光伏项目在甘肃面临的困境以及投资风向的转变。

另一位央企的电站开发投资人员直言不讳地表示：“甘肃各大光伏电站项目在一季度大面积亏损，已批的大基地项目没法通过投资决策会。去年年底并网的光伏项目公司更是一片哀嚎。”

根据正泰电器、晶科科技等公司披露的光伏电站经营数据来看，其位于甘肃的光伏上网电价均出现了明显的下跌。正泰电器在甘肃区域的集中式光伏电站上网电价从0.3元/千瓦时左右降至2024年一季度的0.18元/千瓦时；晶科科技甘肃区域集中式光伏电站上网电价则从0.49元逐渐降至一季度的0.27元/千瓦时，电价跌幅均达到了40%以上。这一系列数据进一步证实了电价政策调整对光伏项目经济效益的冲击以及行业面临的挑战。

面对当前的能源形势，甘肃省近日对《关于优化调整工商业等用户峰谷分时电价政策有关事项的通知》进行了更新。根据新政策，谷时段相比之前有所缩短，调整为10:00至16:00，这使得光伏电站的综合电价略有上升，为光伏行业带来了一丝喘息之机。

然而，甘肃并非孤例。宁夏、内蒙、广西、青海、云南、新疆等光伏装机大省也相继出台了分时电价政策，导致光伏综合上网电价普遍出现明显下降。这一趋势对光伏项目的经济效益和投资回报构成了挑战。

今年年初，广西引入了政府授权合约价格机制，将风、光的谋定价格设定为0.38元/千瓦时，这一价格相比广西燃煤发电基准价低了4分/瓦。同时规定，光伏500小时以外的发电量将全部进入市场化交易，而风电则为800小时。这一政策变动对广西的光伏市场产生了深远影响。

宁夏方面，根据《关于核定2024年宁夏优先发电优先购电计划的通知》，光伏参与电力市场交易的比例高达80%以上。结合《关于做好2024年电力中长期交易有关事项的通知》，宁夏光伏发电时段被划定为谷电价，而谷电价则不得超过燃煤基准价的70%。这意味着宁夏光伏项目有80%的光伏电价上限为0.182元/度。与2022年光伏市场化交易执行不低于燃煤基准价的要求相比，宁夏光伏上网电价下降了30%。

青海也在今年4月印发了《关于优化完善我省峰谷分时电价政策的通知》，将9:00至17:00设定为谷时段，并对光伏市场化交易谋定了峰平谷电价，其中谷电下浮不低于20%，年度交易比例不低于80%。“现货全面铺开后光伏的平均电价要下降4—5分/瓦”，有青海的投资商表示担忧。

新疆则自2023年8月起，受自治区发展改革委印发的《关于进一步完善分时电价有关事宜的通知》影响，光伏受分时电价政策的影响非常大。其发电高峰期至少有6小时位于平时段或者低谷时段，并且在5-8月份还有2小时位于深谷时段，这对新疆的光伏行业来说无疑是一个不小的挑战。

2024年新疆部分风光场站的年度中长期电价结算情况，从综合结算电价来看，新疆风电和光伏的电价分别可以达到0.232元/度和0.165元/度左右，尤其是光伏电站的电价，远低于0.25元/度的燃煤基准价。

与此同时，云南的光伏上网电价也发生了新的变化。原本的“80%燃煤基准价+20%市场化”的定价机制进一步调整为“55%燃煤基准价+45%市场化”，显示出市场化比例的提升。而在内蒙古，光伏保障收购小时数由450小时降至250小时，其余电量则全部进入电力市场化交易。交易电价执行峰平谷分时段价格，值得注意的是，内蒙古11:00至16:00全年均为谷时段，下浮比例最低为平时段的50%以上。

随着全国各省光伏装机比例的逐渐上涨，光伏电价的变化趋势已然显现。无论是地面还是分布式光伏电站，都将逐渐进入电力市场。这一趋势无疑加大了光伏电站投资的不确定性，对投资商在投资区域选择、项目推进节奏以及参与市场化交易策略等方面提出了更大的挑战。

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