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光伏资讯 | PV-info
近日，国家能源局在9月调度会上明确提出“跟踪指导地方科学组织2027年增量项目机制竞价，及时引导纠偏”。看似平淡，放在当下的行业语境里，分量却很重。
一、腰斩的装机，被压垮的账本
2026年1—8月，国内光伏新增装机仅97.19GW，同比骤降57.86%。上半年更是惨烈——1—6月新增装机72.07GW，较去年同期212.21GW，同比大跌66.04%。
同时，中国光伏行业协会2026年2月首次下调装机预期，预测全年新增装机将回落至180—240GW。而按上半年的节奏推算，全年可能连150GW都不到。
装机为什么崩了？答案藏在电价里。
136号文推动新能源全面入市后，机制电价竞价的低价比拼把项目收益率打到了冰点。2026年，新疆光伏机制电价报出0.15元/千瓦时，甘肃0.1954元/千瓦时，均处于全国最低水平。0.15元是什么概念？大部分光伏项目的综合度电成本在0.2元以上，这意味着建成即亏损，只是亏多亏少的区别。
后果直接反映在央国企的财务报表上。三峡能源2026年上半年净利润同比下降66%—73%，公司在业绩预告中提到，市场化交易比例提高，交易价格波动拉低了平均上网电价。
二、价格纠偏
国家能源局的“纠偏”信号一出，市场迅速做出了反馈。
作为2027年机制电价竞价的先行省份，甘肃光伏机制电价从0.1954元/千瓦时升至0.2447元/千瓦时，涨幅25.23%，且以竞价上限价格出清，入围项目数量增加34.8%。
新疆光伏机制电价从0.15元/千瓦时飙升至0.259元/千瓦时，涨幅高达72.67%，逼近竞价上限，66个光伏项目入围。
需要注意的是，涨价的同时，保障范围正在收窄。
新疆本轮光伏机制电量总规模从67.64亿千瓦时压缩至32.31亿千瓦时，单个项目机制电量申报上限比例从80%下调至50%。也就是说，一个同等规模的电站，能按0.259元结算的电量少了一半，剩下的电量要完全按现货和中长期市场价格出售。如果在午间光伏大发时段市场化成交均价只有几分钱，整体收益反而可能下降。
黑龙江也把风电的保障上限从85%砍到60%，减少需要兜底的电量，让更多电量直接进入市场。
以上足以看出，保障性收益的空间在缩小，市场化交易能力，正在成为投资方的新考题。
三、消纳与减负
消纳方面，信号已经明确。国家能源局在调度会上要求“梳理局部地区制约新能源送出的断面卡点、影响分布式新能源接入的堵点难点，加快建设电网补强工程”。国家电网随后发布服务新能源高质量发展十项举措，承诺保障“十五五”年均不低于2亿千瓦新能源接网和高效消纳，其中分布式光伏年均保障接入60GW。
地方层面，安徽首创分布式光伏调节补偿分摊机制，2026年春节期间累计组织16.6万户分布式光伏参与调节，调节电量1.04亿千瓦时，并及时完成了补偿和分摊结算。江苏则创新开展基于基准站聚合感知的分布式光伏可观可测系统建设，实现低压分布式光伏全量观测，为电网实时平衡调控提供决策依据。
非技术成本的清理也在加速。调度会明确提出“全面清理新能源项目开发中的非技术要求”。这一问题由来已久——根据中国光伏行业协会数据，非技术成本约占光伏全投资成本的20%左右，约0.6元/瓦，叠加土地税费和产业配套等费用后，非技术成本甚至逼近1元/瓦。
四、最后
回到文章开头的问题：纠偏之后，光伏会怎样？
据调研，10月光伏组件排产环比9月有所增加，多晶硅行业总体开工负荷预计降至35%左右，供给端收缩预期正在强化。
“十五五”期间，到2030年风电和太阳能发电总装机容量要达到28亿千瓦以上。多位行业人士判断，2026—2027年将是新能源与储能深度融合的调整期，2028年有望迎来新一轮发展高峰。
这一轮纠偏，纠正的不只是电价，更是整个行业对“规模至上”的路径依赖。当装机数字不再是唯一信仰，当项目收益率被重新放到决策的核心位置，当产业链从互相踩踏回归到守住成本线的理性竞争——这个行业才真正开始走向成熟。
阵痛是真实的，但方向是对的。
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