“今年上半年我们光伏场站结算电价在0.28元左右，比燃煤标杆电价下降了超过30%，已经近乎资不抵债了。”一家央企湖北公司的负责人林含（化名）无奈的表示，“在这样的市场环境下，新的光伏项目想开工非常难，根本过不了会，但地方政府还在敦促我们尽快建设。”
这种困境并不是这一家企业所面临的，几乎所有在湖北持有平价光伏电站资产的企业都在承受巨大的运营压力。虽然136号文的实施让新增项目面临投决困难，但湖北电力投资企业持有的大量存量资产显然承受了比新政调整更大的压力。
“虽然夏季用电负荷提升，但这两个月也就是微利，目前看全年都会亏损”、“听说一家这几年光伏投运比较多的地方国企，有几个月员工只能发出基本工资”、“存量电站都亏成这样的，新的项目怎么开工呢？”、“再这样下去，湖北的光伏电站没人投资了”、“配套的储能沉没成本都不止，还在倒贴赔钱”……在武汉，光伏們听到了来自各家新能源投资企业的声音。
湖北新能源面临的这些问题是否“合理”？光伏电站是“受了欺负”还是发展到了一定规模必然会遇到这种境况？光伏們带着这些问题进一步走访了相关企业和专家。
电价同比降幅超 20%，存量光伏陷入亏损
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），相比于去年全年的0.37-0.38元/千瓦时，降幅超过20%。这是导致湖北省存量平价新能源电站，尤其是光伏电站普遍陷入亏损的根本原因。
虽然全国范围来看，现货市场下新能源电能量价格持续下降，是导致各省电价下降的普遍问题。但湖北的特殊之处在于，原本用于替代保障性收购部分的中长期交易，由于不能超签等原因，并不具备实际的保障作用。同时，严格的偏差考核与超额获利返还规则的调整，进一步拉低了综合结算电价。
2024年4月湖北启动现货试运行，4-12月新能源电站有60-70%的电量，按照0.4161元/千瓦时燃煤基准价保障收购，其余部分进入现货。超过一半的保障收购，也一定程度上支撑了湖北2024年的新能源电价。
2025年6月，湖北现货市场转入正式运行。也在这一年，新能源保障性收购部分取消，取而代之的是较低的中长期交易限额。在电网代购规模不降反增的大背景下，新能源实际签约中长期占发电能力的比例光伏仅50-60%、风电仅20-30%。
2025年1-5月湖北省新能源中长期结算均价
（单位：元/MWh，来源：国能日新）
虽然从电价水平来看，风电、光伏中长期交易的平均结算价格分别为0.463、0.425元/千瓦时，高于燃煤基准价。然而，在规则的具体执行上，中长期交易的保障作用被大幅削弱。
根据参与湖北电力市场的发电企业透露，由于湖北中长期交易不允许超签，“新能源发电是波动的，天气好的时候没问题，一旦阴天，中长期结算下来差价也就只有几分钱，不允许超签相当于没有太多的保障作用。而湖北一年可能有将近200天为阴天，这就导致中长期的实际价值大幅降低。”
中长期的保障价值受限，现货市场里的光伏电价只能卖到0.1~0.2元/千瓦时，即使是夏季负荷高峰季节，最多在0.2元出头，这是整个上半年湖北省光伏电站的电价结算情况。
在这个基础上，湖北省还有两个特殊规则。《湖北省电力现货市场结算实施细则》明确，新能源超额获利回收资金由直接交易用户按其当月10:00 - 14:00 期间累计用电量占比在 M+2 月后分享。这部分拿走了新能源上网电价的约3-4分/千瓦时。
第二个规则是严苛的现货市场偏差考核，湖北对新能源执行了全国最为严厉的发电执行偏差考核，免考核范围仅预留+2～-6%，据光伏們了解，湖北省光伏电站仅偏差考核带来电价下降约3-5分/千瓦时，考核金额直接由负荷侧工商业分享，而这部分资金2024年是返还给预测精准度高的新能源企业的。
有业内人士戏称“湖北是全国最难的现货市场”，实际上，即使是业内头部的功率预测产品，偏差率也在30-40%，新能源的超短期功率单点预测是世界级难题，当前难有更优的解决方案。
综合测算下来，湖北省上半年光伏、风电的结算电价大约落在0.28、0.29元/千瓦时左右，各企业略有不同。而在2020-2023年集中投产的大量新能源电站，在银行利率下调之后，度电成本还维持在0.35元/千瓦时左右。林含表示，“在我们集团的评估体系下，湖北风电需要0.34-0.35元/千瓦时的收益才能过投决”。
光伏們获悉，一家已获得光伏开发指标的民营企业，在拿到其附近某电站的结算电价后，决定暂缓开工。数家民营新能源企业撤出了湖北的开发团队。
储能，不止沉没成本
湖北新能源背负的还远不止骤降的电价，投产之后一直在“倒贴电费”的储能电站也是压在新能源发电企业身上的重担之一。
“一投即亏”，已成为湖北储能电站投资的现状。虽然湖北“十四五”批复了大量的储能电站，但迟迟未出台相关的价格政策，导致已投产的储能电站，只要是与新能源配套相关的，几乎全部处于亏损状态。
在湖北当前的管理体系下，这些获批的储能电站被电网公司认定是“为新能源配建”，所以没有给予“独立身份”。价格政策的缺失，让湖北的储能电站生存维艰。
按照目前的规则，网侧储能充放电损耗由企业承担，直接扣减新能源电量。另一家发电企业的生产负责人高展（化名）表示，“虽然亏损不在账面上，但由新能源电量变相承担了。以50MW/100MWh的储能电站为例，按85%的转换效率计算，仅一次充放电损耗就产生近万元的成本亏损。”
源侧储能亏损的原因则是电价倒挂，充电的时候从电网按用户电价充电，并且缴纳输配电费、政府附加基金等，放电则按照现货电价结算，运维成本由发电企业承担。
当前，湖北储能电站的投资、建设与运营归发电企业，但调度在电网。所以，投资企业即使想通过源侧配储来平抑新能源电力的出清偏差，也难以实现。据了解，多家储能电站出现过，光伏电站出力为0的同时储能电站还在从大电网进行付费充电。高展无奈的面对这种现状，“我们想用储能调节新能源发电曲线的时候，用不了，但是电网想用储能电站，却可以随时调用，还得我们来承担充放价差和电量损失。”
据了解，“十四五”期间湖北下发了诸多储能相关政策、已建成储能电站超2GW，但唯独最重要的价格政策迟迟未出台，“从去年8月相关部门就组织开会讨论，至今一直未有结果。”
对于新能源投资企业而言，这些要求在测算项目收益率时，“眼下，政策迟迟不出台，项目投资完全不具备经济性，储能投资全部都是沉没成本、甚至还需要倒贴钱，以前新能源收益高的时候还能背一背，而现在根本背不动”。
当新能源电价一路下跌，储能又无法有效参与电力市场，那么新能源与储能在湖北都面临较大的发展困境。
消纳压力攀升
湖北新能源的压力除了当前“肉眼可见”的电价下跌、储能“倒贴”之外，当务之急还有限电比例的不断提升。
受湖北电网结构影响，不同场站的限电情况相差较大，据光伏們了解，部分较高的场站已经达到20%，也有的场站限电率维持在10%以下的较低水平，但压力已经迫在眉睫。
截至2025年5月底，湖北省累计发电装机容量13189.62万千瓦，火电装机占比31.15%，水电装机占比28.91%，风电装机占比7.8%，光伏装机占比32.13%。
尽管从装机容量来看，风光已经成为第一大电源，但在湖北的光伏装机中，分布式光伏已经超过2000万千瓦，但由于分布式光伏并不受电网的调度与管控，所以调峰压力都压在集中式风光场站，进一步加剧了消纳的压力。
加之湖北电网的部分断面阻塞，部分地区的新能源的消纳形势不容乐观。
除此之外，由于湖北处于在电力系统中的枢纽区位，是国内送入电力较多的受端省份。2024年“陕武直流”向湖北送电超 300 亿千瓦时，预计约达到湖北全年用电量的 10％；金上—湖北 ±800 千伏特高压直流输电工程计划于2025 年12月建成投运，预计每年可将金沙江上游约400亿千瓦时的清洁电能输送至湖北。
随着这两条特高压的陆续投运，如果湖北用电量增速有限的情况下，外来电量也将进一步压缩本省新能源的消纳空间。已经在湖北新能源领域工作十余年的黄强（化名）表示，“外送电量到湖北，一方面影响了本省的新能源消纳空间；另一个就是外送电量的价格过高，无法起到降低湖北用户电价的效果，那本省的集中式新能源还要背负更高的电价压力。”
停滞的湖北光伏
黄强说，“目前省内五大六小的央企，连带民营企业，几乎都暂缓了湖北的光伏电站投资，连设备厂商都很少来技术交流了。”湖北集中式光伏正全面停滞。
2025年初，湖北出台《关于加力助企解难推动中小企业稳健发展的若干措施》，其中提到：“降低用能成本。推动新能源上网电量全面进入电力市场，争取陕武、金上直流送电优惠价格政策。研究出台重大节假日深谷电价机制，引导中小企业用电‘削峰填谷’，降低用电成本。完善高可靠性供电收费政策，优化计费方式、规范标准分类，支持中小企业合理减少高可靠性供电费用支出。力争2027年底打造成为‘华中电价洼地’。”
在打造“华中电价洼地”的目标下，集中式新能源电站成为了各类调节手段下最大的“目标”。
黄强为光伏們算了笔账，“参照上半年的电价水平，湖北新能源企业电价普降0.1元/千瓦时，全年算下来新能源发电企业用减少50-60亿元的收入为降低用户电价做出了贡献。”
与此同时，电力市场规则的苛刻及限电率的提升、缺失的储能价格政策和不合理的调用机制、外来电量对本省消纳空间的挤压以及一定程度的价格分摊，甚至存量分布式光伏的责任分担，这些压力都涌向了湖北的这些已经投产的集中式新能源电站。
致力于打造“华中电价洼地”的湖北，在用低电价助力本土企业发展的同时，也需要保障新能源电站的合理利润，才能让投资企业有余力做好发电管理，而不是挣扎在亏损边缘苦苦求生。
面对困境，林含表示，“我们的新能源项目过去一年为地方政府总计纳税上亿元，今年运营亏损的情况下，税收也将大幅减少。”
索比光伏网 https://news.solarbe.com/202508/21/50006609.html
