在分布式光伏收益溃不成军之后，集中式光伏电站的收益也要“失守”了。
华夏能源网注意到，目前，从西部到中东部，多省的集中式光伏电站都面临着亏损困境。多个省份的电力现货市场结算均价，都跌破了0.17元/千瓦时。
值得注意的是，今年上半年，接连两轮抢装潮曾令光伏装机猛增。然而，到了6月份，光伏新增装机仅14GW；7月，光伏新增装机进一步下探到了10GW。这其中，分布式光伏基本停摆，新增装机主要为集中式光伏项目。
集中式光伏“挑大梁”，但收益却难以保障，无疑令光伏产业雪上加霜。为何各地集中式光伏会纷纷陷入亏损？未来又该如何“破局”？
甘肃：光伏现货电价跌穿0.17元
甘肃是西北风光大基地项目的集中地之一，从甘肃的电价，可以一窥集中式项目收益情况。
近年来，甘肃省对新能源项目非常激进。截至2024年底，甘肃省风光新能源装机已经达到了64GW。根据规划，到2025年底，要进一步冲高到80GW；到2030年底，要比“十四五”翻一番，风光新能源装机要增长至160GW。
这么大规模的风光装机，甘肃自己又用不了太多电，只能依赖特高压外送。
目前，甘肃仅有一条特高压向外送电。2025年，甘肃计划新投产一条特高压，还有一条特高压在建中，另有一条特高压正在前期规划中。这4条特高压在2030年前将全部投产，合计32GW的输送能力。另外，甘肃还计划再新建2条特高压。如此，甘肃到2030年前的总输电能力将达到48GW。
甘肃的新能源雄心不可谓不大，可问题是，规划这么多风光项目，收益到底怎么样呢？
2024年，甘肃光伏的现货市场平均结算价已经跌穿了0.17元/千瓦时。2025年，随着更多新能源装机投产，电价势必进一步下跌。
有业内人士表示，甘肃“136号文”已经出台，光伏电站的收益有机制电量和机制电价的保护。但实际上，甘肃“136号文”给所有存量项目的机制电量规模就只有154亿千瓦时。
有专家测算，这154亿千瓦时存量项目机制电量中，扶贫类、特许经营权类、分布式光伏、平价示范项目、光热发电项目、分散式风电等，就已经占去了106亿千瓦时，只有剩余48亿千瓦时的机制电量指标分给甘肃所有的存量风光装机。但是，2024年，甘肃存量风光装机发电量达到了514亿千瓦时。也就是说，甘肃存量风光装机机制电量的保障水平，尚不及十分之一。
再来看甘肃的新能源增量项目。目前文件规定纳入机制电量的增量项目包括：第一批次为2025年6月1日至2025年12月31日期间已投产和计划投产的新能源项目；第二批次为2026年1月1日至2026年12月31日期间已投产和计划投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目。第一批次竞价项目，纳入机制范围的电量规模8.3亿千瓦时；第二批次竞价项目，纳入机制范围的电量规模15.2亿千瓦时。
两批增量项目合计纳入机制电量的总规模只有23.5亿千瓦时，恐怕还不如存量项目的保障水平。
并且，存量项目的机制电价是燃煤基准电价（0.3078元/千瓦时），而增量项目纳入机制电量的机制电价，竞价上限0.2447 元/千瓦时、竞价下限0.1954 元/千瓦时。
这样算下来，甘肃的集中式光伏电站，赚钱已成奢望。
湖北：电价0.28元，光伏电站也亏损
风光大基地送端的集中式光伏电站很难赚钱，那中东部受端的集中式光伏电站又是怎样情形呢？
据媒体报道，2025年上半年，湖北省新能源平均结算电价不足0.3元/千瓦时（某企业的光伏平均结算电价约0.28元/千瓦时），相比于去年全年保障性收购的0.37-0.38元/千瓦时，降幅超过20%。这也导致湖北省集中式光伏电站普遍陷入亏损。
当然，湖北现货市场0.28元/千瓦时的光伏平均结算电价，并不是全国最低的。前述已有甘肃0.17元/千瓦时的价格，此外，山东电力现货市场光伏发电结算均价也跌穿了0.17元/千瓦时。
除了电价较低外，湖北集中式光伏电站亏损，还因为很多特殊因素。
首先，2025年6月6日，湖北电力现货市场结束试运行阶段，正式转入正式运行。现货市场正式运行后，新能源保障性收购取消，中长期交易不能超额签约，新能源实际签约中长期占发电量比例低。当遭遇天气波动时，中长期结算差价仅有几分钱。这使得光伏企业难以通过稳定的中长期合约保障收益。
其次，现货市场偏差考核严格，免考核范围仅预留+2%到-6%。但湖北新能源企业认为预测偏差率普遍在30%到40%，如此严苛的考核不合理。由于光伏发电受天气等自然因素影响极大，精准预测发电功率存在较高难度，严格的考核标准无疑增加了企业的运营成本和风险。
再次，光伏装机超标也是主因之一。
截至2024年底，湖北省风电、光伏装机规模达到了4462万千瓦，占全省电力总装机容量的36.1%，已超过火电（占比33.06%）、水电（占比30.84%），成为湖北省第一大电源。2025年上半年，湖北又新增光伏装机770万千瓦，光伏装机累计达到4200万千瓦。
2025年7月，湖北打破了用电负荷历史记录，5456.8万千瓦较去年最高历史极值5401.7万千瓦增长55.1万千瓦、增幅1.02%。但是相比光伏装机增长，用电量增长还是十分有限。光伏装机的迅猛增长，使得电力市场供大于求的矛盾更加突出，进而压低了光伏电价。
光伏电站盈利要从根本上解决问题
从分布式到集中式，从西到东，光伏项目收益都出现大幅下滑。尽管各地的原因不完全相同，但亦有共性。
首先，新型电力系统的部分环节规划不够科学、合理。
中能建西南电力设计院原副总工程师吴安平曾提出，新型电力系统的构建，最关键的是以科学的发展规划为引领。目前，一些很不合理的现象表明，新型电力系统的科学规划做的远远不够。
比如，不少特高压输电工程长期达不到设计输电能力；新型储能之前搞强行配置，利用率低下；中东部地区限制本地分布式光伏和风电上网，但却在西部大力开发光伏和风电，然后远距离向中东部地区输电等。
目前，新型电力系统的规划既缺乏对战略问题的深入探索和科学前瞻，也没有对具体建设方案的全面论证和客观判断，而是凭想当然做决策。
新型电力系统科学规划不到位的原因之一，是各地方政府为了本地经济与就业，不遗余力上项目。如此一来，短时间内推高了新能源装机，尤其是光伏装机。而在这一过程中，新型电力系统的各项配套建设未能及时跟上，系统的新能源消纳能力未能同步提升，造成了光伏过剩。于是，负电价、弃光弃电、收益大幅下滑等问题就都一股脑出现了。
其次，各地的新能源发展都重装机、轻消纳。
最集中的反应是电网调度机制不灵活，难以适应新能源的处理特性，进而使得消纳能力未能同步提升。
2024年，德国装机占比65.5%的风光新能源贡献了接近50%的发电量。而中国，风光新能源装机占比为42%，但是发电量占比却只有18.5%。具体到各省，2024年，光伏第一大省山东，近50%的新能源装机，发电量占比仅为13%；西部新能源大省新疆，66%的新能源装机，发电量占比仅为20%……
中国新能源的消纳空间实际上是极其广阔的。新能源要实现高质量发展，就需要从过去的重装机模式向重消纳的模式切换。
中国工程院院士、南方电网专家委员会名誉主任委员李立浧曾表示，电网需要“无条件”接纳新能源。
李立浧认为，所谓的风光新能源的随机性、间歇性、波动性，仅是感性的描述，从技术角度来看可将新能源“三性”归结为不可预测性。这就意味着，新型电网的柔性智能，首先必须针对新能源实现高精度预测，有了高精度预测，电网才能够走向“无条件”接纳新能源。
只有新能源开发与新型电力系统的科学规划做好了，电力系统的新能源消纳能力有效提升了，光伏项目收益下滑的趋势才能得到根本抑制。
而只有光伏项目的收益问题解决了，光伏的发展才能进入良性循环的轨道，换句话说，一个亏钱的行业肯定做不下去，只要让光伏项目有合理利润，产业才能正常发展，而这本身也是新能源高质量发展的题中应有之义。
