“增量项目现在面临的是‘裸奔’入市。”上述交易员说，“能拿多少钱，全看市场脸色。”

从全国范围看，2025-2026年的机制电价已呈现出清晰的“东高西低”格局。

青海省2026年光伏竞价上下限分别为0.2277元/千瓦时和0.15元/千瓦时；甘肃省2027年上半年增量项目竞价下限为0.1954元/千瓦时，上限为0.2447元/千瓦时；山西省2026年光伏机制电价最终出清结果为0.3168元/千瓦时。

而山东省2025年的价差，最高达到0.1699元/千瓦时。但这也意味着，机制电价与燃煤基准价之间的差距正在拉大，存量项目的“保护伞”正在缩小。

如果说电价下跌是“卖不上价”，那么弃光限电就是“有价无市”。

2025年1-11月，全国光伏利用率94.8%，较2024年同期的97.0%下降了2.2个百分点。这个数字看起来不算惊心动魄，但落到具体的电站身上，却是另一番景象。

“西北省份的平均限电率达到了30-40%，

新疆部分光伏项目限电率超过50%，山东以及江苏苏北等负荷较大地区的限电率也突破了30%。”一位行业分析师给笔者提供了一组数据。

某上市电站企业的2025年财报印证了这一趋势。2025年，该公司的新疆光伏项目发电量同比下降33.22%，项目限电率超过50%。即便是用电负荷极大的江苏的光伏电站，其弃限率也已突破10%，苏北部分地区的项目甚至超过了30%。

“过去我们担心的是有没有补贴，现在担心的是能不能发电。”

上述央企电站负责人老张说，“一个光伏电站，有一半的时间在晒太阳，你让投资人怎么算账？”

弃光的原因很复杂，但最核心的一条是：光伏出力高峰集中在午间，而不少地区午间恰恰是负荷低谷，“发用错配”导致电网调峰压力急剧上升。

“电网不是不想接，是接不住。”

一位省级电网公司的人士对笔者坦言，“过去几年光伏装机爆发式增长，2025年新增装机315GW，远超电网消纳能力的建设速度，我们就像在跑一场永远追不上的马拉松。”