无保底电价后，光伏电站正在变成电力市场的“新韭菜”？

撰文｜咸闲

编辑｜咸闲

审核｜烨 Lydia

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中国光伏行业正式进入“无保底电价”时代。

这个日子，比绝大多数从业者预想的来得更快，也更决绝。

136号文的落地，让光伏电站从“政策饭”彻底转向“市场饭”。

而在行业上游，硅料价格从30万元/吨跌至3.47万元/吨，组件价格跌破0.7元/W，制造环节利润薄如刀片。

光伏行业，当政策红利退潮、价格战触及极限，这个曾被资本与政策双重托举的产业，究竟还能靠什么活下去？

电价“裸泳”

图片来源：【国新证券】 光伏行业周报

正如某民营电站运营商在华东有两个50MW的分布式项目，一个赶在2025年5月31日前并网，锁定旧政策下的固定上网电价是0.38元/度，另一个因施工延误，在6月15日并网，进入电力现货市场交易。

运营至三季度，两个项目交出截然不同的成绩单，6月前并网的项目，度电实收0.38元，IRR约6.5%，6月后并网的项目，7-9月平均结算电价仅为0.21元/度，其中8月多个午间时段出现0.05元/度的低电价，单月亏损电费偏差考核费12万元。

三个月下来，6月后项目收益比6月前项目低了近45%。

2025年三季度，全国平均光伏现货结算电价为0.196元/度，同比下降37%，部分省份午间时段频繁出现负电价。

过去，光伏电站的收益模型极其简单，利用小时数×固定电价—运维成本—折旧。IRR可精确到小数点后两位，金融机构敢按“保底收益”放贷。

现在呢？

分时电价、偏差考核、辅助服务分摊、现货波动……变量一下子涌进来，电站收益从确定性模型变成了概率模型。

一位电站运营负责人对笔者直言，“以前我们是收电费，现在我们是做期货。”

这背后是新能力壁垒的快速形成。

首先是功率预测能力。2025年各省陆续实施“预测偏差考核”，某东部省份规定，日前功率预测准确率低于85%，每偏差1%罚款0.5万元/月。仅三季度，该省就有23家电站因预测不准被罚款超300万元。

其次是交易策略能力。什么时候把电卖给现货市场？什么时候签中长期合约？要不要在低电价时段让储能充电、在高电价时段放电？这需要对区域电力供需、天气变化、火电开机情况甚至节假日负荷曲线的精准判断。

一位头部电站运营商的交易总监告诉笔者，“我们团队现在有11个人，三分之一是从电网和期货公司挖来的。每天早会就是看曲线、定策略，跟操盘手没什么区别。”

第三是区位选择逻辑的根本改变。过去是“光照越好，收益越高”，现在变成了“电价波动差越大，储能+交易策略越有价值”。

华北某地，光照资源全国中等，但因为与负荷中心距离适中、火电开机调整频繁、日内电价差高达0.45元/度，2025年反而成为光伏投资的热门区域。而西北某传统光资源优渥地区，因中午时段集中出力导致电价被压至0.08元/度，部分新项目被迫推迟决策。

图片来源：【国新证券】 光伏行业周报

赢家与输家的分化已经开始。

赢家是那些有配储弹性、有虚拟电厂聚合能力、能参与跨区域交易的头部运营商。

某央企在华东的“光伏+储能+中长期合约”项目，2025年前11个月平均结算电价达到0.32元/度，比区域平均水平高出38%。

输家则是小散电站和无交易能力的老旧项目。华北一个10MW的村级电站，因缺乏专业交易团队，三季度平均电价仅0.11元/度，已经出现经营性亏损。业主无奈地对笔者说，“早知道这样，还不如不建。”

制造业进入“钢铁化”周期

如果说电价端的变化是“收益缩水”，那么制造端的变化则是“利润消失”。

2023年，硅料价格还在30万元/吨的历史高位，组件价格在1.8元/W以上，光伏制造企业毛利率普遍在20%-30%。

到了2025年，硅料价格跌至3.47万元/吨，组件价格跌破0.7元/W。某头部组件企业三季度财报显示，组件业务毛利率仅为3.8%，扣非后净利率不足1%。

这是一个标志性的数据对比，一部售价8000元的iPhone，苹果公司毛利约45%，约3600元，而一兆瓦光伏组件（相当于4000块标准板），售价约70万元，毛利不到2.6万元。按功率折算，每瓦毛利只有不到3分钱。

光伏组件正在“钢铁化”，像螺纹钢一样，质量趋同、价格透明、利润薄如刀片。

这不是某个企业的问题，而是整个行业的结构性转变。当技术路线趋同（TOPCon成为绝对主流，市场份额超75%）、产能严重过剩（全球组件产能超1200GW，而需求仅600GW）、产品差异化消失，制造环节必然进入残酷的成本战和产能出清阶段。

企业不再靠技术和品牌溢价，而是靠规模、资金成本、良率、供应链管理来活下来。

2025年，已有超过30家中小光伏制造企业停产或破产。行业集中度快速提升，硅料环节CR5（前五大企业集中度）从2023年的65%升至81%，组件环节CR5从55%升至72%。

图片来源：【国新证券】 光伏行业周报

但值得关注的是，产业价值并没有消失，而是在迁移，就是从“制造”向“服务+运营”转移。

第一个机会是电站运营服务。大量中小电站业主缺乏专业运维能力，代运营、性能优化、故障诊断等需求爆发。2025年，第三方电站运营服务市场规模同比增长67%，头部服务商管理电站规模已超5GW。

第二个机会是电力交易服务。中小电站无法负担专业交易团队，“交易策略外包”成为新生意。某平台型公司推出“电价托底+超额分成”模式，目前已签约管理电站超1.2GW，帮助客户平均提升电价0.05元/度。

第三个机会是资产流转服务。随着电站从“固定收益资产”变为“波动收益资产”，电站评级、保险、证券化需求激增。2025年，国内光伏电站资产证券化发行规模达420亿元，同比增长135%。

此外，两个新兴赛道正在快速成长。

一是数字化运维平台。利用无人机巡检、AI故障诊断、远程监控，大幅降低人工成本。某头部平台数据显示，数字化运维可将单个电站巡检成本从8万元/年降至2.5万元/年，故障响应时间从4小时缩至30分钟。

二是组件回收与材料提纯。2025年，国内退役组件量首次突破10GW，其中银、铜、硅的回收价值超过15亿元。已有专业回收企业实现“银回收率>95%、硅提纯至6N级”的技术突破，毛利率可达25%-30%。

三是海外制造转移。面对欧美针对中国产组件的关税壁垒，部分企业将制造环节转移至东南亚、中东、墨西哥。虽然成本比国内高10%-15%，但可以规避40%-50%的关税，赚取产地溢价。某头部企业在越南的工厂，2025年对美出口组件价格比国内出口高0.12元/W，毛利率高出8个百分点。

从单月92GW到季度28GW

2025年5月，单月新增装机92.92GW，这个数字超过2017年全年。

背后的逻辑很简单，136号文规定，6月1日前并网的项目沿用旧政策，之后并网的项目进入市场化交易。开发商们疯狂抢装，哪怕工程质量打折、成本上升也要赶在“deadline”前并网。

代价很快显现！

三季度，全国合计装机仅28GW，环比暴跌70%。这不是需求崩盘，而是市场在“观望”——大家都在等电价怎么定、储能怎么配、偏差考核怎么执行。没有人愿意在规则不清晰时投新项目。

“5月像在疯抢末班车票，7月发现下一班车还不知道几点发，8月就没人敢上车了。”

到了12月，市场终于出现回升信号，单月装机约40GW，但同比降幅仍达四成。更重要的是，这个阶段的装机结构发生了质变，不再是“抢政策窗口”的集中式大项目，而是“光伏+储能+中长期合约”或“工商业自发自用+余电市场化交易”的可盈利项目。

这背后是行业在摸索新规则下的可行模型。

以华东某“光伏+储能”项目为例，其配储时长2小时、储能容量为光伏装机的25%。通过储能“低充高放”，将午间0.08元/度的低电价电量转移至晚高峰0.52元/度的高电价时段，整体度电收益提升至0.31元/度，基本达到旧政策下的收益水平。

而“工商业自发自用”模式，在江苏、浙江、广东等工商业电价高的区域，已实现“自用部分节省电费0.6-0.8元/度+余电市场化交易”的组合收益。这类项目受电价波动影响小，反而成为2025年四季度增长最快的细分市场，环比增长82%。

回顾过往，中国光伏行业经历了电价市场化、制造利润归零、政策窗口期过山车三重冲击。

这不是行业的衰退，而是行业的“成人礼”，从一个靠补贴和政策保护长大的孩子，变成一个必须靠真本事在市场里生存的成年人。

那些还停留在“多建电站、多铺产能”思维惯性里的企业，将在未来三年面临严峻挑战。而那些率先构建交易能力、运营能力和服务能力的企业，将成为新一轮周期的领跑者。

光伏不再是一个“建好就能躺着收钱”的行业。它正在变成一个需要每天盯曲线、算电价、调策略的行业。

这很难，但这才是一个成熟行业该有的样子。

参考资料：

1. 【国新证券】 光伏行业周报

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