江苏光伏电价暴跌20%！谷段电价比腰斩，光伏收益蒸发数百万

一场席卷光伏行业的电价风暴正在江苏上演，午间谷段电价政策与市场化交易双重夹击下，光伏电站的收益模型正在崩塌。2025年5月26日，江苏省电力交易中心公示6月份电力集中竞价交易结果：成交电价仅为312.80元/兆瓦时（约0.31元/度），同比暴跌24%，环比下降22%。这一价格不仅刷新了江苏省电力交易的历史低点，更比煤电基准价低约20%。与此同时，江苏从6月1日起正式实施的分时电价新政将每天10：00-14：00设为谷段，恰是光伏发电高峰期，电价却处于全天最低点。 双重打击下，江苏某物流园光伏项目业主被迫将合同电价从0.85元/度降至0.6元/度，年收益直接蒸发120万元。这不仅是江苏的困境，更是全国光伏行业市场化转型的阵痛缩影。 01电价暴跌的传导链江苏此次电价大跌并非偶然，而是新能源全面市场化交易背景下的必然结果。根据公示，6月共有324家发电企业、123家售电公司、15家一类用户参与集中竞价交易申报，成交电量达48.83亿千瓦时。在江苏省2025年电力市场年度交易中，年度交易均价已同比下降8.94%，从452.945元/兆瓦时降至412.45元/兆瓦时。当前江苏中长期价格浮动范围在469.2~312.8元/兆瓦时之间，最低价已逼近三毛钱大关。更严峻的是，分时电价新政精准打击光伏的“黄金发电时段”。江苏春、秋季将10：00-14：00设为谷段，夏冬季则将11：00-13：00设为谷段，谷段电价低至0.4元/千瓦时，较原峰段电价直接腰斩。这一政策设计本质是通过价格杠杆倒逼用户“削午增峰”，但对于已经建成的光伏项目，却无法更改装机布局，只能被动承受收益损失。 02光伏电站的收益困境对于已并网的工商业光伏项目，新政意味着60%的午间发电量陷入“低价困局”。以10MW项目为例，原本0.9元/度的峰段收益降至0.4元/度，年收益损失普遍超过500万元。在能源管理合同（EMC）模式下，矛盾更为尖锐。多数已建项目与业主约定固定电价结算（如0.8元/度），但新政将午间设为谷段后，业主实际用电成本远低于合同电价，引发大规模履约纠纷。数据统计显示，江苏EMC项目中，60%的业主已提出电价调整诉求，25%进入法律诉讼程序，直接导致项目方现金流断裂风险提升40%。山东的情况同样严峻。当地午间深谷时段（10：00-15：00）电价仅0.2元/千瓦时，直接导致分布式光伏午间自发自用收益缩水25%-30%。 03全国性电价下行趋势江苏的困境只是全国新能源电价市场化改革的一个缩影。2025年2月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（136号文），明确6月1日起新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场。山东作为新能源装机第一大省，已出台全国首个落实136号文的省级政策。根据方案，存量项目机制电价为0.3949元/千瓦时（与山东燃煤基准价持平），而增量项目需通过竞争确定电价，设置125%竞价充足率下限。国家能源局数据显示，2024年四季度，甘肃、新疆等地光伏电站平均交易电价较固定电价下降15%-20%，部分项目内部收益率从12%骤降至6%，跌破多数企业的投资红线。更令人担忧的是，光伏电价已跌至生存线以下。根据测算，在三北地区，当光伏年利用小时数为1500小时，单位装机成本3000元/千瓦，贷款利率3%的条件下：◇电价0.170元/度对应资本金收益率仅3%◇电价0.183元/度对应资本金收益率仅5%（正常发展底线收益率）而目前多地光伏现货均价在0.1-0.2元/度之间，意味着光伏电站已失去投资价值。 04分布式光伏的生死转型面对收益危机，分布式光伏项目正经历从“粗放扩张”向“精细化管理”的艰难转型。2025年1月，国家能源局正式印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》，首次明确分布式光伏分类管理。各省随后密集出台地方政策：吉林：对一般工商业余电上网项目设定20%的上网电量上限宁夏：按建筑类型划分自用比例（公共机构30%、工商业厂房50%）湖北：要求年度上网电量不超总发电量的50%，超限部分电网可暂不结算海南：一般工商业项目自发自用比例不低于50%政策核心是引导项目与本地负荷深度绑定。大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用模式；在电力现货市场连续运行地区，可采用自发自用余电上网模式参与现货市场。对于未在2025年5月1日前并网的项目，则面临收益模型重构的挑战。据不完全统计，2024年以来全国已有超70个光伏项目终止或延期，涉及投资超2000亿元。 05光储结合：唯一出路？在政策与市场的双重倒逼下，光储结合成为已建光伏项目挽回收益的唯一选择。其核心策略是“谷段储电、峰段放电”，将午间的“收益低谷”转化为晚高峰的“利润高峰”。储能容量配置公式：储能容量=午间余电功率×谷段时长（例：10MW光伏午间余电5MW，谷段4小时，需配置20MWh储能）浙江某纺织厂2024年投产的5MW光伏项目，加装6MWh储能后，午间30%余电（1.5MW×4h=6MWh）存入储能，峰段以0.9元/度放电，年收益挽回30%（约180万元）。政策支持也在加码。江苏规定，2025年底前已建光伏项目加装储能可获容量补贴400元/kWh（5MWh储能补贴200万元），覆盖30%初始投资。山东则创新性地推出“分布式光伏代理商”机制，允许分散资源通过专业机构整合后参与电力市场。初期代理商容量限定在0.6万-10万千瓦之间，构建“分散资源-集中交易-专业服务”的新型生态。 06虚拟电厂与交易能力建设随着分布式光伏全面参与电力市场，虚拟电厂成为提升议价能力的关键路径。2025年山东计划建成30家虚拟电厂，通过聚合电动汽车、工商业负荷等资源参与调峰，预计释放5GW调节能力。国网山东数据显示，2024年虚拟电厂已促进新能源消纳12亿千瓦时，同比增长123%。据测算，2025年虚拟电厂市场规模将突破200亿元，头部企业通过聚合分布式资源参与调峰调频，可提升项目收益10%-20%。在交易能力建设方面，日前市场和实时市场需要不同策略：日前市场：基于气象模型优化发电曲线，争取高价时段锁定成交；实时市场：通过算法自动调整储能运行，捕捉短期波动收益；多市场协同：参与绿电交易、辅助服务、需求响应等复合市场。江苏试点分布式光伏参与电力现货市场，峰时段电价上浮20%，更凸显市场化交易的价值潜力。 07未来价格走势与行业重构展望未来，江苏及全国光伏电价仍面临下行压力。在山东省新能源机制电价竞价实施细则中，首次竞价上限原则上不高于该类型电源上年度结算均价（2024年山东光伏平均结算电价约0.35元/度）。随着新能源全面入市，光伏电价形成机制发生根本改变：第一阶段：标杆电价（固定电价20年不变）第二阶段：“保障小时数”内保量保价第三阶段：保障小时数逐渐减少第四阶段：市场化交易电价为主（2025年超50%新能源电量参与市场）这种转变暴露了光伏发电的天然缺陷——发电高峰期集中，易导致供过于求。 在储能成本未充分下降前，光伏在市场化交易中处于天然劣势。行业将加速分化。◇技术层面，TOPCon、HJT等N型电池量产效率突破24.5%，钙钛矿叠层技术实验室效率突破31%，为提升发电效率提供可能。◇商业模式上，隔墙售电、虚拟电厂等新业态正在落地。江苏依托其成熟的配电网改造计划（2025年接入能力达5000万千瓦），为分布式光伏市场化交易奠定基础。 欢迎大家进群持续沟通交流~