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　　导读：不知道从何时起，“鼓吹”光伏组价涨价，就会被人“怼”，下游怎么办？怎么能涨起来？不顾下游死活？涨价需求就没了？诚然如此，光伏组件的涨价从何时起开始让人“难以启齿”了。不知道是悲哀还是悲哀了。

　　路条费和电价不稳定预期，正侵蚀行业发展的根基，以至于组件涨价都变得“难以启齿”了。针对电价不稳定的问题，我们也发布了136号文后的产业趋势，弄潮者已来！这篇文章阐述了综合能源服务的意义，欢迎阅读指正。

　　今年1月，山东省能源局印发通知，将63个总容量583.91万千瓦未能如期建成并网的光伏电站项目，移出市场化并网项目名单。

　　而手握这些项目的大部分为央企和地方国企，如此多的项目未能如期并网，这背后到底是何原因？是因为组件涨价，还是电价下跌？亦或是“路条费”太高？

　　其实掰开了讲，这些原因都有，但综合起来就是部分光伏项目“不划算”了，过去投资光伏电站躺赢的机会没了。

　　在各省机制电价出台后，光伏电站的运营成了技术性难题。目前，各地光伏机制电价上限基本都低于煤电基准价，而下限却可能跌成负值。

　　今年1月，辽宁电力新规刚刚落地，就出现实时出清价格触及-0.1元/度的下限，负电价累计时长272小时，时段占比高达42.83%。

　　这是什么概念？此前山东在2024年全年出现的负电价共973小时，月均81个小时，辽宁1月份就跑出了山东前年将近四个月的量。

　　虽然这里也存在季节性因素，但这也说明光伏电站想获得稳定盈利的难度明显上升，少赚甚至亏损的风险大幅上升。

　　央国企投资的逻辑基本都是求稳看得见，冒险豪赌的理念从来不是他们的主旨。在算清风险账之后，就不难理解，为何山东会清退近6GW光伏项目了。

　　说白了，一些央国企看到光伏电站的运营风险后，宁愿违约也要退出，毕竟谁也不愿承担投资收益“不达标”的责任。

　　去年9月，辽宁省首次把-0.1元/度的价格下限纳入电力市场配套规则体系。新规则取消新能源发电中长期签约比例限制，鼓励“报量竞价”优先上网出清。让低成本绿电优先进入市场，用价格信号引导资源配置。

　　但今年1月份，辽宁新能源电价就出现负值。光伏电站的大量廉价电涌入电网，但这些电量根本无法被电网完全消纳。按理说，低价电应该更受市场欢迎，可这是在冬季，北方需要集中供暖，这就导致火电无法停机。

　　最终的结果就是，让稳定的火电优先出清，因为火电机组要承担供暖的民生大任，启停方式被严格锁定，再加上火电启停成本较高，电厂宁愿压低电价也不能冒险停机。

　　于是乎，辽宁1月份的现货电价被竞争至负数。数据显示，1月12日至18日，辽宁日前结算均价最低一度跌至-0.098元/度。

　　2024年，山东省风光发电量占比只有13%左右，却跑出了973小时的负电价。在这背后是过高的发电量并未完全转化为有效电量。为了保证电网系统的安全稳定，只能用负电价方式倒逼风光电站实施精细化运营。

　　国家能源局有关领导在接受人民日报采访时表示，负电价不等于付费发电。现货市场短时出现负电价，在综合中长期市场、新能源补贴及煤电容量电价等因素后，仍会以正电价结算。但如果长期出现负电价，可能意味着电力明显供大于求，需要及时引导电力规划建设。

　　中电联有关领导对此现象也表示，由于电能不可以长周期大规模储存。而储能电站对电量的储存有限且成本相对较高。负电价的本质是电力系统短时间内调节能力有限，没有调节能力的发电企业花钱购买调节资源。

　　由此可见，对于光伏电站而言，负电价本身并不可怕，精细化运营和寻求消纳渠道才是难点。在新能源发电全面市场化之后，部分省区在发电侧结算为负的情况已经发生。

　　一些分布式光伏项目未能获得机制电量，全部电量进入市场交易。因发电时段未合理规划，也未主动采取弃电措施下，于午间集中发电，最终出现“整月电费为负”的极端案例。

　　从市场角度看，负电价也在提醒电站运营方，新能源并非“只要能发电就一定赚钱”。未来发电收益不再仅取决于装机规模和资源条件，还取决于消纳能力、电价结构和对市场波动的应对能力。

　　回头来看，今年1月，山东省能源局将63个总容量近6GW未能如期建成并网的光伏电站项目，移出市场化并网项目名单，也就不足为奇了。

　　当前，摆在这些电力投资企业眼前的风险，除了可能出现的负电价之外，还包括组件涨价、电价下行、路条费监管难等。

　　要知道，路条是光伏电站项目合法建设和运营的重要凭证。它相当于政府给予的一种许可，避免了无序建设和违规操作。

　　另外，路条可以促进电网方与项目方之间的有效沟通，提前规划电网接入方案，确保电力能够稳定高效地输出。

　　然而，近年来随着光伏装机量迭创新高，倒卖路条现象屡见不鲜。有的倒卖者背后甚至有地方政府的“影子”。

　　而不同地区的不同项目，其路条费差异比较大，从0.2-0.5元/瓦不等甚至更高，要知道去年光伏组件成本还不到0.7元/瓦。

　　按理说，此前在光伏组件降价之下，应该大幅推高光伏电站收益率，从而带动光伏电站建设需求。但由于路条费的高昂，推高了电站建设成本，组件价格下降提升的发电收益，直接被路条费给吸收了。

　　而此次山东省移除的63个光伏项目，背后是否存在路条费问题还不好说，如果有的话，那些已经买过路条的企业这回算是亏大了。

　　诚然，路条费过高只会增加建设成本，并不是导致项目失败的主要原因。正如前文所述，电价下行才是核心根源。

　　虽然近段时间，光伏组件涨价趋势明显，但整体涨幅并不高，因为有些项目已经收取了路条费没法变动，而组件价格涨价直接让这些光伏项目没法启动了。还有因为电价变动的不确定性，导致对组件价格敏感度过高，成为行业的病症。

　　从各省光伏项目竞价结果与燃煤基准价对比情况来看，整体还好，也就个别省份不行，其中山东2025年价差最高，达到0.1699元/度；上海、北京、宁夏、贵州价差为0。

　　最初，许多项目方幻想着能够对标煤电，等机制电价出台后，全都傻眼了，不仅远低于煤电基准价，且多数省份占比都十分有限。

　　除个别省份外，光伏现货市场电价均价基本都大幅低于0.15元/度，山东2025年光伏现货市场均价甚至低至几分钱。

　　必一运动

　　在如此激烈的竞争之下，电力企业想实现曾经8%以上的年收益已很难实现。像山东市场的情况，取得可以接受的收益都费劲。

　　而有些央国企在新增光伏项目上的收益底线%以上，因此果断放弃山东光伏项目也在情理之中。毕竟长痛不如短痛，损失一些，总比套在里面强。

　　但另一些企业还是可以接受低收益的，毕竟有些央国企的融资成本可能低至2%，只要收益高于融资成本就能干。

　　但另一个现实却导致这类企业也主动放弃光伏项目，即发了电无法完全消纳，若再遇到负电价，还得往里贴钱发电，甚至被迫批量的弃光限电。

　　从官方数据来看，2025年1-11月全国光伏利用率94.8%，较2024年同期的97%出现小幅下降，但具体到企业端，则可能被无情地放大。以中闽能源披露的数据为例，2025年其位于新疆的光伏发电项目利用率同比下降33.22%，限电率超过50%。

　　据了解，即便是在用电负荷极大的江苏，光伏弃限率也已突破10%，苏北部分地区甚至超过30%。这意味着，一个光伏电站，有一半的时间可能是在晒太阳。

　　在电价与利用率同步下行的背景下，主动放弃一些看着就不怎么赚钱的光伏项目，或许对于那些手握巨资的央国企而言，可能是最无奈的止损方式。毕竟市场是残酷的，没有政策的庇护，谁愿意冒这个风险呢？

　　所以，光伏的路条费问题，什么时候是个终点？以至于当前涨一点组件价格都成了为人诟病的事情了，下游一片骂声，全然不顾光伏主材血亏的事实不谈，大家都不易。

　　PS，不过最近大家似乎不用担心组件涨价了，因为产业链价格又开始扑街了！不过，这对大家真的又都好吗？只能用时间验证了。