来源于 《财新周刊》 2025年07月28日第29期
文｜财新周刊 罗国平
6月底以来，光伏市场风云突变，产业链各环节价格异动，多晶硅主力期货合约在一个月内飙升80%，7月24日每吨到5.38万元。
近年来股价跌跌不休的光伏龙头股也集体苏醒了。通威股份（600438.SH）、协鑫科技（ 03800.HK ）、大全能源（688303.SH）、新特能源（ 01799.HK ）股价一月内拉涨超过五成；隆基绿能（601012.SH）、晶科能源（688223.SH）、晶澳科技（002459.SZ）、阿特斯（688472.SH）等同期也“回血”了15%—30%。
激活光伏市场的动力来自“反内卷、去产能”的强力政策预期。多名行业人士对财新称，6月底国家发改委派员前往光伏产业链一线调研各环节成本、价格，深入了解了业界低开工率、“卷”低价竞标、踩踏式恶性竞争等现状，光伏企业虽然想自发限价、控产量、清库存等，但靠企业间协同自律十分困难。
7月1日，中央财经委员会第六次会议明确提出要治理低价竞争，释放了明确信号。
7月3日，工信部召开第十五次制造业企业座谈会，要求治理光伏行业低价无序竞争，多家龙头企业的董事长或总裁参会；18日，工信部总工程师谢少锋在国新办新闻发布会上表示，接下来，将实施新一轮十大重点行业稳增长工作方案，着力调整结构、优化供给、淘汰落后产能。7月23日，国家发改委主任郑栅洁主持召开企业座谈会，表示将推动整治“内卷式”竞争，增强产业竞争力；24日，国家发改委与市场监管总局就《价格法修正草案》征求意见，要完善低价倾销认定标准。
这些举措，推动资本市场的“反内卷、去产能”预期迅速扩展到钢铁、煤炭、化工、玻璃、金属、生猪养殖、碳酸锂等更多过剩行业，“政策市”概念股被更多地点燃。“市场把‘反内卷’解读成给利润、要涨价，商品被当成股票在炒，多晶硅就是‘反内卷’概念的龙头股。”一位长期关注多晶硅的资本市场人士认为。6月初以来的各商品主力合约价格中，焦煤涨了77%，其中7月23日单日就涨11%；玻璃、碳酸锂、螺纹钢、生猪最高上涨44%、38%、15%、13%。
多晶硅期货于2024年12月26日在广期所上市，从6月底以来持续吸引券商、散户以及产业等多方资本。不过冲入多晶硅市场的资金以短线为主，如7月23日，多晶硅期货成交环比上一日涨67%至184.66万手，但持仓降15%至33.5万手（一手对应3吨多晶硅），以持仓计的保证金约需100亿元。
中信建投期货研究发展部分析师王彦青称，光伏行业过剩产能的出清思路主要是“上游法治化限价、下游市场化出清”。7月中旬以来，市场传出的行业自律措施之一是：光伏行业需以《价格法》等法律法规为依据，不能低于成本价销售，而成本价最高为可覆盖生产、折旧等的完全成本。
而光伏行业目前形成的一大共识是，要从最上游的硅料端“破局”，通过上游控产来控制下游的总产出。光伏产业链从上游至下游依次为硅料、硅片、电池片及组件，其中硅料指多晶硅基础原材料，从硅矿冶炼而成的工业硅中提纯而得。
上游的硅料龙头企业计划联合成立平台型公司，承债式收购产业链中的过剩产能。多名了解该方案的人士告诉财新，若收购完成，该联合公司将统一安排生产、销售，协调开工率、产量、库存等指标，推动行业消化库存，实现供需的相对平衡，带领行业进入良性循环。
截至2024年底，中国具备投产条件的硅料企业有21家，其中通威股份、协鑫科技、大全能源、新特能源、东方希望、亚洲硅业以及青海丽豪七家企业的产能占比就在八成以上，产销量占比更高。在光伏各环节中，硅料的产业集中度最高，因而被视为相对容易协同整合。
“这是企业被市场逼到‘墙角’后，由具有话语权的当家人（创始人/董事长）主推的救急方案。”中国有色金属工业协会硅业分会（下称“硅业分会”）专家委员会副主任吕锦标对财新如此称，他看好该方案的原因是企业主在强力推动执行，“亏了一年多，原来想低价清市场，但没有奏效。”他呼吁企业应秉持“不做亏本生意”的理念，市场终要回归基本面。
抓住新能源转型之机的中国光伏行业自2020年起进入新一轮大发展，不少企业争相涌入光伏行业，原料需求暴增，业界称之为“拥硅为王”阶段（2020—2022），超高利润率吸引多地硅料产能快速上马。据中国光伏行业协会（下称“光伏协会”）统计，截至2024年底，中国具备投产条件的硅料年产能达到323.1万吨，相较2020年的约40万吨猛涨近7倍；中下游的硅片、电池片、组件的产能，则分别达到1349GW、1303GW、1157GW，较2020年都增长了4倍以上。
光伏协会的另一组数据显示，中国的光伏产业链各环节的现有产能，几乎是全球需求的2倍乃至更多，甚至能够满足十年后的需求。2024年，全球新增约530GW光伏装机，对应硅料需求近140万吨、组件需求约636GW；预计2025年全球光伏新增装机570—630GW，对应硅料需求也只在140万—160万吨，组件需求约684—756GW。彭博新能源财经（BNEF）预计，光伏需求未来虽会持续增长，但增速将放缓，2025—2035年的年度增速将从两位数降至约3.6%，到2035年全球新增装机预计在约990GW、硅料需求约210万吨。（详见本刊2023年第35期封面报道《光伏冲险峰》）
中国光伏产业强势崛起，从技术到产能均在全球最具竞争力，产能、产量都占到全球市场的九成左右。但往国内看，这一行业陷入全亏损状态也已一年有余。2024年，中国硅料、硅片、电池片、组件四个环节的价格分别下降了40%、50%、40%、29%，纷纷跌破现金成本；2025年虽有震荡回温，但价格持续在成本线之下。（详见本刊2024年第36期封面报道《光伏寻底》）
“现在是到了不得不采取行动的时候。”一名硅料企业负责人对财新称。近期在政策信号指引下，硅料企业开始基于成本上调现货报价，经销商也在惜售，带动硅片、电池环节企稳回调。硅业分会报告显示，7月17日至23日，硅料成交均价来到4.38万元/吨及以上，相比6月最后一周上调了约37%。“现在价格看起来还可以，但问题仍然很多。”一名硅料市场人士指出，当前市场实际交易的流通量很低，且部分企业看到价格向好就启动复工，与行业限产保价的大目标“背道而驰”。
业内预期并不像资本市场那般乐观。多名光伏企业人士表示，行业整合即便得以推进，也存在难以克服的自相矛盾：“反内卷”政策要求企业售价回归成本线以上，让企业有钱可赚；但价格回涨会刺激企业复工复产，产能收购价格就难以谈拢。“现在还没正式行动，市场就产生了如此高的预期，这样的情况下，谁还愿意被收购，最终如何去产能？”一名资本市场人士直言。
硅业分会7月18日发文解释“价格不低于成本”行业规范：若企业长期库存积压，缺乏现金流支撑，将面临停产风险，该规范可通过综合成本优势筛选出先进产能；产能并购，则是为从根本上杜绝硅料价格恢复理性区间后，落后产能再度复产的恶性循环；同时再从产品品质、能耗指标等对产业进行强制性规范，多举措避免企业一味追求低成本而再度陷入“内卷式”竞争。
不过，此轮供应链涨价尚未传导至下游，光伏组件的价格仍然僵持在0.7元/瓦以下。“组件肯定想涨价，但还得看终端用户的接受度。”一位光伏企业销售人员认为，而终端电站和电力市场对光伏涨价的接受度，又很大程度上取决于国资主导的电力系统能否算过账。
多位了解产业的人士担忧，期货市场短时飙涨，只是资金超前买入对过剩产能进行宏观调控的预期，并不代表市场上供需结构出现实质性缓解。若方案未能落地，硅料价格或断崖式回落。“方案若能落地，价格就有望稳住，但关键是设计一个周全的机制，监督管控到位，确保方案能够长期得到执行。”一位硅料企业高层认为。
“后续取决于‘反内卷’行动的落地情况，需要继续观察。”一位交易员说。市场多空博弈激烈：7月23日，多晶硅主力合约“炸板”，开盘触及涨停之后掉头回落；24日最高与最低价差近7000元/吨；25日先涨后跌，收盘跌5.1%至5.1万元/吨。
中泰国际首席经济学家李迅雷在 7月22日发布的报告中指出，这轮“反内卷”将不是疾风暴雨式的，主要目的是为避免地方重复投资带来更严重的产能过剩；但需求不足是长期形成的结构性问题，非“反内卷”可短期解决。
王彦青认为，本轮“反内卷”应关注“有效市场”，希望依靠市场力量重建市场秩序。而在分布式光伏企业山东航禹能源公司执行董事丁文磊看来，此轮出清产能需结合政府“有形的手”与市场“无形的手”，在全国统一大市场建设的框架下，优化顶层规划与产业发展。
国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副研究员韩雪则建议，应把握好市场出清的节奏和政府干预的程度；同时引导企业更好地整合资源，在这一波淘汰产能退出之后，形成更好的产业结构和发展节奏。
巨亏倒逼整合
在硅料价格迅速下跌的2024年5月，硅业分会曾召开行业自律会议，呼吁各家将开工率降到一半。但当时手握大把现金的硅料企业都想“拼一下”，价格战愈演愈烈。
硅价在2024年终被“拦腰斩断”：年初最高达7.21万元/吨，6月成交订单最低下探3.7万元/吨，较2022年底30万元/吨高点下跌了近90%；2025年6月底，硅料均价约在3.44万元/吨，低于约4万元/吨的行业平均成本线。
2024年10月—12月，中国光伏行业协会、机电产品进出口商会曾接连组织三场自律会议，呼吁停止“内卷式”恶性竞争；12月初在四川宜宾举行的光伏行业年度大会上，光伏协会牵头33家光伏制造企业签署自律公约，承诺自愿控制出货，签署企业为此还缴纳了押金，并自2025年2月后每月第一周定期开会，讨论停产方案。
多位人士告诉财新，这些自律行动力度小，加上光伏下游环节分散，各企业库存不一，“一体化”光伏企业在各环节的利益也不尽一致。为留有转圜余地，企业后来派出参会的一般也就是没有拍板权的销售总监等，各种自律谈判并无实质性进展。
市场还一度传出“收储”传闻：行业拿出数百亿元资金，收掉过剩库存，但因缺少资金、企业间未形成共识而不了了之。
光伏库存越累越高，到2025年6月底，全行业折算成硅料的库存就有四五十万吨，可供消耗三个多月。“老库存跟新产品也在打架。”前述硅料市场人士称，客户买新不买旧，但堆在全球各地的库存太多，只能降价促销，倒逼其他厂商跟进，“最终导致新产品也卖不上价格”。
尽管企业已调低开工率，但库存变化并不明显。2024年，硅料行业开工率从上半年的98%到年底仅剩43%，而2025年跌至40%以下，远低于制造业开工率至少75%的健康水平。据BNEF光伏分析师谭佑儒估计，为了消库存，让市场回归平衡，硅料全行业开工率不能超过三分之一，且要维持一段时间，“但很少有上市公司，尤其是龙头企业，有战略决心在一个季度乃至更长时间保持低开工甚至不开工状态”。
据硅业分会统计，2025年上半年，国内硅料产量约59.6万吨，同比大幅减少44.1%。截至7月中旬，在产硅料企业数量减少至9家。亏损重压之下，2024年以来停产企业就有9家，其中今年上半年4家。
2024年1月，新疆中部合盛硅业多晶硅厂区。
BNEF报告还显示，为应对危机，光伏制造商纷纷减产、降本，并大规模裁员。如隆基绿能在2024年裁员近3.7万人，占年初7.5万员工总数的近半数；天合光能、晶科能源、晶澳科技同年的裁员规模也在26%—41%。
据财新了解，硅料产能最大的通威集团董事会主席刘汉元，在今年“五一”之前拜访多家同行老板，呼吁共同减产、“一起扛一扛”，此后他的思路转向联合并购整合。在6月11日—13日召开的光伏年度大会SNEC国际光伏与储能展览会上，第二大硅料厂商协鑫集团董事长朱共山透露，公司正与通威股份联手，推动行业产能整合。目前两家企业市占率共约45%。
吕锦标还对财新透露，6月25日，在2025年中国（乐山）硅产业链发展大会上，收购企业跟被收购企业已经达成一致意见：“应该想办法了，不应僵持不动。”
“新方案的目标，是要将原来的‘战争’状态，转向新的协商与合作状态。”协鑫科技有关负责人也称。
2024年，通威股份归母净利润亏损70.39亿元，为上市后首次年度净利亏损；而在两年前，其归母净利润还在257.26亿元。同年，协鑫科技亏损47.5亿元；新特能源、大全能源分别亏损39亿元、27.2亿元。
其他环节中，2024年，硅片龙头TCL中环归母净利润亏损98.2亿元，在所有光伏龙头中亏损最大；此外，隆基绿能亏损86.2亿元，晶澳科技亏损46.6亿元，天合光能亏损34.4亿元。到2025年上半年，通威股份预亏49亿—52亿元，TCL中环预亏40亿—45亿元，隆基绿能预亏24亿—28亿元，晶澳科技预亏25亿—30亿元。
2020年以来，这些光伏“头部玩家”为提升自有供应保障能力，压低整体成本，集体向“一体化”迈进。所谓“一体化”，是指至少在硅片、电池、组件三个环节实现大部分自供、小部分外采，甚至可能延伸至硅料环节。
在光伏头部企业中“一体化”程度相对较低的阿特斯，2024年归母净利润为正，仅下降约两成至22.5亿元。丁文磊认为，企业更应专业分工，在某一环节/领域推动技术升级、降低成本。
“一体化”教训最惨痛的莫过于合盛硅业（603260.SH）。合盛硅业是硅料上游工业硅龙头企业，在这一环节的市占率约30%。2022年2月与2023年4月，合盛硅业两度宣布豪掷共380亿元，要在新疆分两期建设年产共40万吨的硅料产能，打通硅基全产业链。到2024年底，两期项目显示仍在建设当中，一、二期进度各在92%、65%，并已投出264.6亿元；其中有一条10万吨产线在2024年1月实现量产。
2025年上半年，数百亿元投资未及产生现金流，叠加工业硅市场需求继续走弱，合盛硅业资金链非常紧张，已在全球打包出售工业硅与多晶硅资产，7月16日宣布控股股东拟以26.3亿元协议转让5.08%股份。
时间能否换空间？
近三年，1万吨硅料的投资成本在5亿—8亿元，如以百万吨过剩产能计算，涉及资产规模高达约700亿元。
硅料环节整合方案的核心共识，是成立一个多方决策的平台式主体，收购过剩产能和债务，在金融机构的监督与支持下，开展行业自救。
吕锦标透露，这一方案思路目前在硅料龙头企业中基本达成一致，被收购标的企业表态配合；金融机构也认为“承债式”收购的商业模式可行，愿意参与组建新公司。
初步方案显示，通过收购整合，标的企业产能退出，平台公司要对标的企业进行债务重组，职工及税款债权、小额债权等予以优先现金清偿，剩余债权通过展期分批支付。
多位人士分析，这一方案的本质，是用未来良性循环实现的盈利分期偿还过剩产能债务，“不流血或少流血”地出清产能，用更长时间消化阵痛。简言之，用时间换空间。
“希望大家（过剩的落后产能）体面地离开，在拿到一定补偿的情况下顺利退出。”一位协鑫科技负责人曾在券商会议中称。
计划参与光伏产业整合的金融机构包括银行并购贷款方、金融资产投资公司（AIC）、资产管理公司（AMC）等。据财新了解，金融机构主要参与两部分工作，一是提供资金参与新公司设立，资本金占所需资金比重约在30%；二是作为被收购企业的贷款方参与债务重组，原有债权将由收购方通过新公司承担。
前述协鑫科技负责人强调，初步调查显示，很多被收购企业已陷入净负债状态，收购所涉股权占比“非常小”，最重要的是债务承担。
初步方案显示，若硅料价格低于6万元/吨，金融机构在每吨出货量中可提取5000元“去产能资金”；若价格在6万元/吨及以上，金融机构可在超出的售价部分中分得50%。“银行愿意配合，因为现在的市场形势继续下去，大概率形成大量坏账，银行本息都有风险。但承债主体变更、债务置换之后，坏账就可能变成优质负债。”上述协鑫科技负责人透露，在与金融机构初步沟通后获得了积极响应，而被收购企业也愿意参与重组，避免“流干最后一滴血”。
他进一步指出，为快速遏制当前行业过度“内卷”的状态，硅料领域有两件事必做：降产去库存与去产能，只改善一端都只是短期行为，都难以推动行业中长期良性发展。
参与成立收购主体的硅料龙头企业，则需缴纳资本金，承担相应债务与股权义务，并给出承诺与补偿；同时还需引入约束与监督机制，根据债务与股权承担情况，确定生产配额。目前，龙头企业在平台主体的股权占比等核心条款还在探讨中。
市场关心的一大问题在于，“屠龙的少年如何不变成恶龙？”多位接近整合方案的人士强调，该方案是为提高行业凝聚力，并已参考了下游意见，不会“哄抬价格”，承诺以销定产，不给行业增加库存；此外，这一新设联合主体不会无限期存在，待价格回升、债权收回、目标达成之后，即可进入退出机制。
这样的行业价格同盟式的组织是否涉及垄断问题？清华大学国家战略研究院特约研究员刘旭向财新分析，若光伏企业之间的合作是为提高集中度，收购过剩产能，同时偿还相关债务，则国家市监总局可能根据《反垄断法》第二十条予以批准。此外，相关合作不应涉及划分地域市场、客户，不能用于串通投标，也不应直接干预产品定价。
《反垄断法》第二十条规定，若经营者能够证明所达成的协议是为缓解需求严重下降或者生产明显过剩等供需结构严重失衡及由此引发的“内卷式”竞争，且协议不会严重限制市场竞争、能使消费者分享由此产生的利益，则可不适用有关禁止垄断协议的规定。
据财新了解，目前该方案的时间表是在今年9月—10月出台初步方案，年内实现初步闭合，即签订收购协议，股东完成出资。但市场多方对方案能否出台与落地，目前还是“心里没底”。
“扯皮的事不会少。”一位产业分析师认为，该方案很难就资金管理、利益分配、股本结构等达成一致，且如何满足资金的投资收益率、如何退出等细节也有待明确。水泥行业曾在需求不佳的2017年探索“去产能”基金，但当时行业盈利好，企业动力不足，谁出钱、出多少钱、收哪些产能、收购价格等都很难谈成，且各区域过剩等情况不同，最后无疾而终。
“光伏这一轮的扩张很特殊，几乎都是优质产能过剩。”吕锦标称，大部分硅料产能是在最近两三年上马，技术、设备、配套、标准等都很接近。BNEF则将光伏称为“经常陷入产能过剩的‘大宗商品’”，不易划分先进与落后。
吕锦标进一步解释，当前的产线普遍实现了模块化、智能化，可停产等待价格回升，也很容易陷入“价格一起来就产线复开，价格战打了白打”的困境。因而只能淘汰现金流紧张的企业，但现实是，负荷越高的企业的现金流反而恶化更快，产业发展如此恶性循环。
因此，新方案要求对收购产能的价格“一视同仁”，且全部硅料企业都要进入新公司，否则无法长期地统一调控生产指标。“这个方案会谈得很漫长，因为被收购企业只要有几家谈不成，就形不成方案。”知情人士称。
多位人士也向财新分析，各家有各自的战略规划，现金储备等情况也不同，技术路线乃至生产成本存在一定差异，如何定价是难题所在。
一位硅料贸易商指出，当前光伏资产的市场定价是“（投资总成本的）一折都不一定有人要”；此外，各家加速“出海”寻找新市场、落地海外本土化投资，这使得国内产能过剩问题会更严重，资产预计越来越便宜。
谁愿“割肉”离场？
尽管亏损一年有余，业内尚无上规模的光伏企业愿意“割肉”出售资产，更不会轻易彻底离场。“光伏企业的生命力比大家预期的还要顽强。”谭佑儒称。
与前几轮光伏周期相比，本轮过剩产能规模更大，牵涉主体与利益更错综复杂，出清难度与所需时间也随之增加。一位行业资深人士指出，光伏产业可快速拉动GDP，大批资本跑步进场。“各方一拍即合，不顾产业正常发展规律，本来可能10年的发展空间，一下子缩短到只有两三年。”
前述硅料市场人士介绍，在各地实操中，光伏厂房多由地方政府代建，生产设备只用支付10%—20%定金，设备可抵押给金融机构或租赁公司再融资；企业还可从政府拿到补贴，并在政府担保之下拿到低息贷款，自己只需支付辅材、工资、设备租赁费等现金流支出，“有的甚至用不到5%的自有资金，杠杆了100%的投资资金”。
谭佑儒指出，出清产能主要有三种路径：一靠兼并重组，但市场关注的通威股份合并江苏润阳新能源科技股份有限公司（下称“润阳股份”）案例没能落地；二靠收缩银根，但当前银行比较审慎，国资“输血”案例也不少。最终，在需求增长缓慢但已建成庞大的先进产能的情况下，或独剩市场竞争出清方式。“竞争性淘汰必然惨烈，但这种痛苦却不可避免。”
2025年6月13日，上海，SNEC第十八届国际太阳能光伏展上的通威股份展台。
2024年6月15日，上海，SNEC第十七届国际太阳能光伏展上的润阳股份展台。市场关注的通威股份合并润阳股份案例没能落地。
盲目跨界者最易被淘汰，2024年就有大批跨界企业“割肉”离场，进入2025年，服装上市公司棒杰股份（002634.SZ）易主，ST旭蓝、ST嘉寓等更多上市公司退市，中国乐高、益智玩具厂商ST沐邦（603398.SH）则处在退市边缘，电气机械和器材制造企业ST聆达（300125.SZ）、设备厂商华东重机（002685.SZ）等进入破产重整，这些企业几乎都受到了投资光伏的拖累。
有的光伏企业还在苦苦支撑，典型案例如上述润阳股份。该公司曾为全球前三出货量的电池厂商，2021年以保障供应链为名闯入硅料领域，在宁夏、内蒙古分别有5万、8万吨硅料产能。但据财新了解，润阳股份硅料厂房设计、配件与生产方式等与头部企业有差距，生产成本高于行业平均，“产一吨亏一吨”。截至2024年底，润阳股份负债总额高达290亿元，公司估值从2023年的400亿元跌至仅剩80亿元。“资金来源是投资人和银行，亏损后利息都补不上，还有供应商欠款。”知情人士称。
润阳股份多次尝试自救。通威股份在2024年8月宣布拟以不超过50亿元收购润阳股份51%股权，但历经数月尽调与谈判后，在2025年2月官宣终止了这一意向性投资。今年2月至7月，共七家设备厂商“债转股”，承接了润阳股份部分债权；对价是对赌润阳股份在2028年底前完成上市或并入A股上市公司。
2024年，盐城市国资江苏悦达集团有限公司（下称“悦达集团”)对其追加投资10亿元，以35.6%持股变成单一最大股东，接下董事长一职，还给到拆借款、供应链垫资、融资担保等数十亿元。
多位人士认为，当前同质化严重，对润阳股份较好的解决方案是关掉缺少竞争优势的电池产能，并将硅料厂减值卖掉。
多地都在学习“合肥模式”，即政府以投资形式推动构建产业集群，推动地方产业转型升级；处在这类集群式中的产能相互咬合，出清难度也高。盐城从无到有地搭建了硅片、电池、组件、逆变器等光伏产业链条，吸引了通威股份、阿特斯、天合光能等头部企业入驻，也吃到了此轮光伏大爆发红利。
另一家同样被国资接管的二线厂商，是组件出货量全球前十的一道新能。该公司2018年8月在浙江衢州成立，穿透后的第一大股东原是央企三峡资本；但2024年8月IPO闯关失败之后，三峡资本有意退出，当地国资衢州工业控股集团在2025年4月接盘，从三峡资本手中收购了17.46%股份，谋求后续上市再融资。
不过，润阳股份与合盛硅业已经表态愿意出售硅料基地。但多位人士指出，硅料环节投资高，股东是大金主的不少，因此“耗得起”，被收购意愿并不强烈。比如，新疆其亚的股东其亚集团主业是电解铝行业，新特能源的控股方是输变电龙头特变电工（600089.SH）。
厦门建发、浙商中拓、越秀等供应链金融企业可以拿到低息贷款，帮助企业垫资，成为资金“放大器”，深度参与了此轮光伏扩张。“现在产业、金融机构以及各类金融模式都在演进。”前述硅料市场人士说，“用过去的方法已经治不了现在这么复杂的病。”
曾是中国最大光伏企业的无锡尚德太阳能电力有限公司（下称“无锡尚德”）正在被二次重组：2024年12月先被福建厦门老牌国企、供应链金融公司厦门建发集团（下称“厦门建发”）托管；2025年7月厦门建发退出，弘元绿能拟参与其预重整。其中，无锡尚德有品牌与订单，也有网络销售与经销商渠道，但缺少资金无力投入生产；而弘元绿能没有品牌，只能做代工。
厦门建发作为债主方，还在2025年2月成为另一家光伏企业中利集团（002309.SZ）的第一大股东。中利集团因战略失误亏损多年，到2023年1月被申请破产重整。厦门建发旗下建发股份（600153.SH）与中利集团自2020年开始在光伏业务领域开展合作，建发股份负责上游原材料采购，并交由山东、泰国基地加工、生产，再利用中利集团子公司腾晖光伏的品牌、渠道，完成产品的出口和境外销售。
地方政府参与光伏产业的模式应谨防后续潜在的金融风险。韩雪建议，地方政府支持产业，要在投资与行政之间做好隔离；接下来要加强市场与金融监管，如规范地方城投与投资基金的投资领域、范围、杠杆、准入等，避免以市场化方式投资但又附带了诸多行政干预。
“为什么买贵的？”
“上游每个环节都要挣钱，想把成本转嫁给终端，但现在需求很难创造。”前述硅料贸易商称。
2025年1月—2月，国家能源局连发两份重磅文件，第一份以5月1日为节点，在此之前并网的工商业分布式光伏才可全额上网，被称为“430新政”；第二份文件主要是为了推动新能源上网电价全面市场化，以6月1日为节点区分存量与增量项目，此后的增量项目需要竞价上网，业内称之为“531新政”。
光伏领域随之出现抢装潮。2025年前五个月，中国光伏新增装机容量197.85GW，同比增长150%。但这是透支后期需求。光伏资讯机构InfoLink介绍，近期国内订单交付以前期补装项目为主，大基地项目尚未开展，需求整体走弱。2025年6月，中国光伏新增装机14.36GW，环比5月下滑85%。
新政实施之后的电量、电价均不明确，这对央国企也意味着收益不明。“由于没有固定机制电价，现在IRR（内部收益率）没法计算，这种情况下成本能省则省。”前述资本市场人士称，新能源消纳水平不高，算上限电率，终端电站的收益率更无法满足央企内部核准条件，央国企对新光伏项目的核准也就更为谨慎。2025年过半，央企批准的新项目仍然少见，并将影响到2026年需求。
多位人士认为，电源侧投资速度超过电力需求，电网与调节能力的建设也跟不上光伏产能增长，在供过于求的情况下，结算电价预期进一步走低，近期的电力现货市场、省间电力交易价格已加速下滑。2025年上半年，全社会用电量增长3.7%，同比2024年上半年的增速下降了4.4个百分点；期内，据电力现货交易服务商兰木达数据，电力现货市场正式运行的五省份（广东、山东、山西、甘肃、蒙西）与省间电力现货市场，除甘肃价格上涨外，其他市场价格均在下降。（详见辅文《为何不缺电？》）
韩雪预计，今年下半年到明年全年的光伏产业将处在回调期，需求增长整体放缓。
谭佑儒认为，2025年下半年的国内需求将以大型地面电站为主，海外需求整体平稳，目前没有出现会超预期变化的变量。“考虑到库存的体量，当前短期报价波动、成交低迷之后，最终还会回到基本面，进入缓慢的震荡下跌通道。”他预计，激烈的价格竞争至少持续到2026年。
王彦青进一步介绍，美国总统特朗普并不支持成本偏高的新能源发展，欧洲也在将环保的重要性往后移，海外欧美两大市场增长放缓。另有负责海外业务的人士介绍，当前国内酝酿涨价、取消退税等消息，已经传导到海外客户，影响尚未凸显。不过国内厂家由于不知道出口退税会在何时结束，并不敢在当下多签海外订单。
2024年11月，中国光伏行业出口退税率从13%调降至9%。丁文磊支持尽快取消出口退税，以此为引擎推动行业价格回归理性，抑制以国内亏损生产“输血”海外谋取退税的短期行为。
硅业分会预计，考虑到国内三家头部企业个别基地复产以及部分新建产能释放，下半年硅料产量约75万吨，全年产量在135万吨左右，还将继续累库。
前述硅料企业高管指出，供需关系才是决定商品价值的核心，尽管有系统性的长期需求，但当前很明确的信息是——供应严重大于需求。“光伏迟早是要整合的。”
“硅料价格虽已上涨，但基本面支撑薄弱，供需尚未实质性改善。”硅业分会也认为，硅料市场要回归理性发展，还需自身供应收缩、下游接受度提高、市场预期改善等因素综合作用。
但当前，硅料、硅片希望往下传动涨价，而终端组件厂却持续“悲观”，只能自己消化上游涨价带来的成本。“现在市场上的项目少，谁也不愿意因为价格而丢掉有限的订单，只能自己扛。”前述硅料企业高管称。
“如果供应端不解决产能过剩问题，往后端传递涨价的动力不大。”一位电力央企人士告诉财新，近期就有亟待去库存的光伏企业表态愿以0.6元/瓦给其供货，“那我们为什么要去买贵的？”
特别报道之二｜为何不缺电？
2025年7月6日，贵州黔西，文峰街道境内的“西电东送”变电站和电力铁塔。图：周训超/视觉中国
文｜财新周刊 赵煊
进入盛夏高温季，“尖峰负荷、缺电、高价电”本是往年常见词，然而今年各省份电价却接连走低。
作为全国第一用电大省的广东，今年7月的现货市场电价已多次跌穿0.3元/千瓦时（度）。7月21日，广东现货电价跌到当月最低点——日前加权平均电价0.2377元/度，相当于当地燃煤标杆电价0.453元/度的一半。
广东最大电力上市公司粤电力A（000539.SZ）2025年上半年净利同比预降约96%。“电价大幅下降，叠加西电增送、机组投产因素，2025 年广东电力市场竞争加剧。”粤电力A管理层在接待投资者调研时说。
进入2025年，各地电力价格信号显示市场总体进入供需宽松周期。不仅在华南广东，还有华东的江苏、山东，西北的内蒙古、甘肃等地，诸多因素促成了这波电价下行潮：电力体制改革进一步深入、区域联通加强、电力现货市场试点全面铺开；新能源装机仍在大幅增长；煤价回落带动火电边际成本下降；同时，受出口走弱与制造业产能调整等影响，电力需求增速放缓。
电价下行，有利于用电主体尤其是工商企业降低成本；但发电侧需重新审视长期投资和运营的商业模型。作为现代工业的引擎，电力部门正在向融合新能源的新型电力系统加速转型，电力供需与市场结构亦随之重构。
历经大规模、跨越式发展之后，新能源投资在回归理性，发电侧市场竞争日趋激烈，发电企业必须关注全生命周期的成本挑战。同时，在新能源全面入市、收益前景不确定的背景之下，电站投资商也不得不锱铢必较。
发电央企国家电投集团连续两年提出“一分钱行动”——发电业务度电成本同比降低1分。2024年，该集团度电成本同比降低2.67分/度；2025年要求“再降1分钱”，并多次对内强调“过紧日子、增收节支、降本增效”。
在用户侧，电价变化也在逐步呈现。资深电力交易市场人士赵克斌对财新表示：“以甘肃电解铝企业为例，三年前的中长期电价约每度电0.36元，如今降到了0.24到0.25元，相当于降了一毛多钱。”他补充说，加上输配电费和各类附加费用后，终端用户的到户电价也从过去的每度电0.45元降至目前的0.42元。
电价在跌
“电价在跌”，是各地电力市场在2025年普遍的感知。
据电力现货交易服务商兰木达数据，2025年上半年，电力现货市场较早转入正式运行的省区中，除蒙西均价略高于燃煤发电基准价外，其他市场均价远低于燃煤发电基准价。而蒙西的价格下降也相当显著，同比大降47.17%。广东的实时价格在各省份中最高，但近七成的现货实时电价在0.25—0.4元/度的中低价区间。
在电力市场中，现货交易主要是价格发现的作用，引导中长期成交价格与其趋近；中长期交易则起平衡长期供需、稳定市场预期的作用。
即使在中长期交易中，广东年度电力长协交易均价已连续两年走低，2025年为0.39186元/度，而2024年、2023年分别为0.46562元/度、0.5538元/度，两年长协价降幅累计近30%。
广东燃煤标杆电价0.453元/度，为全国最高。广东电网公司数据显示，截至2024年底，广东累计发电装机容量达2.23亿千瓦，同比增长约15.5%。其中，火电装机占比约五成。由于2022年前后的电力供需紧张，以广东为代表，多省份煤电经历新一轮扩张；而广东在“十四五”期间新核准煤电装机数量居全国第一，并陆续在2024年和2025年投产。（详见本刊2022年第38期《煤电又开闸》）
当前，广东省内发电装机增速大幅高于需求增长。其中新能源增长迅猛，截至2024年12月底，广东风电占总体电力装机规模的8%，光伏约占18%。其中，光伏同比增速达70.5%。
除了省内新增装机，“西电东送”今年的增量也十分显著。据华能水电（600025.SH）数据，因澜沧江流域来水较多年平均偏丰一至两成，该公司2025年上半年发电量同比增约13%，西电东送电量也同比增加。
广东一季度用电增速则明显放缓。据南方电网广东电网公司数据，2025年一季度，广东省全社会用电量1870.66亿千瓦时，同比增长2.99%——但上年全年这一增幅有7.3%。
中国“外贸第一城”深圳的出口总额连续32年居内地城市首位，也是广东用电量最大的城市，但2025年上半年深圳出口总值下降约7%。深圳是全球电子制造产业的核心枢纽，主要出口商品为第二产业中的机电产品，占比超70%，包括手机、电脑、集成电路等。2025年上半年，深圳第二产业用电量增速下滑明显，同比增速为2.5%——而2024全年这一增速为8.8%。
在另一经济大省江苏，2025年1月至7月，江苏电力集中竞价交易均价0.39066元/度，但6月成交均价大幅跳水，低至0.3128元/度，比江苏煤电基准价0.391元/度还低了20%；7月报价又回升至0.3956元/度。江苏的用电量增速也现下滑。2025年上半年全社会用电量同比增长3.31%，低于2024全年8.4%的增幅。凭借快速发展的光伏，江苏在2025年5月成为长三角地区首个新能源装机“破亿”的省份，新能源装机在全省电源总装机中占比46%。
从南到北，电价下行不仅出现在沿海经济发达省份，内蒙古西部地区的电价下跌曲线更加陡直。蒙西2025年的电力现货市场出清均价由1月的0.344元/度逐月降至4月的0.153元/度，降幅高达56%。
过去三年，内蒙古积极引入对电力需求较大的晶硅光伏产业，并在包头、呼和浩特等地培育产业集群。作为内蒙古最大的工业城市，包头全社会用电量常居内蒙古自治区各盟市之首，与深圳等超大城市相当。在晶硅光伏产业拉动下，包头一度经历了全社会用电量高速增长，但如今部分产线停工、员工待岗，当地用电量快速回落。去年上半年，包头还保持着两位数的用电增速，但今年同期同比负增长0.67%。
与此同时，内蒙古当地的发电装机高歌猛进，2024年新能源装机达1.35亿千瓦，是全国首个新能源装机破亿千瓦的省区，较2020年底增长170%。
但在包括内蒙古在内的西北地区，以新能源为主的“电力冗余”现象突出。多名新能源行业人士告诉财新，今年上半年，甘肃河西、新疆部分地区的“限电率”高至40%以上。对于并网新能源项目，根据电网的调度要求，当用电需求小于发电供应能力时，发电企业必须使发电量低于发电设备的额定能力，该种情况称为“限电”。
合力降电价
电价下行背后，是供需格局、市场机制与宏观环境的多重变化。
“未来，外部贸易环境不确定性加大，叠加内部困难挑战，经济下行压力依然较大。”财新智库高级经济学家王喆分析称，2024年初至今，财新中国制造业PMI购进价格指数均值为50.2，出厂价格指数为49.3，价格水平低迷，且盈利遭挤压，企业生存情况恶化，通缩压力显化；同时，国内有效需求不足，2024年初至今，财新中国制造业PMI生产指数均值为51.8，新订单指数为50.9，前者明显偏强。
“全国来看，供需宽松，煤价下降，叠加现货市场的快速推进，导致了电价的剧烈下跌。”上海绿肆数创新能源科技公司技术总监龚昭宇说。
电力供应持续扩张，而用电增长趋缓，是压低市场电价的直接推力。国家能源局数据显示，2025年1月至6月，全国全社会用电量同比增长3.7%，其中第二产业用电量同比增长2.4%，而2024年、2023年这一增幅分别是5.1%、6.5%，第二产业用电量增长呈现逐年趋缓之势。
与之对应，2025年，在光伏抢装“531”节点的背景下，1月—5月，光伏新增装机容量达近2亿千瓦，同比增长约150%，5月单月新增装机更是同比增长388%，加速扩张电源侧的供应。所谓“531”节点，是国家发改委、国家能源局在2025年2月发布《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》（下称“136号文”）明确，实施新能源可持续发展价格结算机制，以2025年6月1日为节点区分存量和增量项目，此后的增量项目需要竞价上网。同时，该文要求各地于今年底前出台配套细则。目前，内蒙古、山东、甘肃等省份已出台配套细则或征求意见。
新能源全面入市带来的边际电价下行，则是另一个结构性因素。在电力现货市场中，新能源“零边际成本”的特点，使得其报价显著低于煤电、气电机组，从而将系统电价整体拉低。
“随着高比例新能源接入，目前现货省份电能量市场价格普遍降至煤电标杆价以下，且整体呈持续下行态势。”北京电力交易中心总经理谢开2025年6月在中国电力企业联合会主办的行业论坛上表示。
“电力市场的电源结构朝着新能源转变，就会导致整个系统的边际发电成本降低。在本身促进竞争的市场机制下，叠加供大于求的环境，形成降价合力。”龚昭宇说。
在山东，光伏出力最强的中午成为深谷电价时段，现货交易市场“负电价”频现。据兰木达数据，2025年上半年，山东在负0.1至负0.05元/度的负价格区间持续时间最长，在现货交易各价格区间中占比超过两成。而往年经常缺电的浙江，今年的电力现货市场也多次出现负电价。“负电价是市场真实的短时供需反映。山东、广东、山西等地也常出现负电价或零电价。”国网浙江电力调控中心人士在浙江电力交易中心7月的市场交流会上表示。在高新能源渗透率区域，这种现象未来会更加频繁。
更关键的是，2024年以来，煤炭价格低位震荡，减弱了煤电上网电价的成本支撑。近期，全球动力煤价格已跌至四年半的新低。截至2025年6月30日，秦皇岛港动力煤5500大卡平仓价为620元/吨，较年初下降超过两成。煤电企业成本也同步下降。
除了供需和成本的变量，电力市场化交易机制深度演进，电力现货市场建设节奏明显加快，2025年底将实现全国基本覆盖。截至目前，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北6个省级现货市场及省间现货市场转入正式运行；浙江、福建、陕西、安徽、辽宁、河北南网6个省级现货市场进入连续结算试运行；四川、重庆等13个省级现货市场开展连续结算试运行；天津、冀北2个省级现货市场开展模拟试运行。
电力现货市场进入常态化运行，使得市场价格更“灵”，提升了电价对供需变化的敏感性，更有效地传递出价格信号。
与此同时，各省份之间电力市场的联通也在逐步加深。6月28日，南方区域电力市场启动连续结算试运行，这是国内首个连续运行的区域电力市场，交易范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省份，日交易电量规模达38亿千瓦时，超过英国、法国、德国三国用电量规模的总和，是全球规模最大的统一出清电力现货市场。
国家能源局称，南方区域电力市场是中国首个打破省级行政区划限制，实现多省区电力资源统一配置的电力现货市场，有助于更大范围内优化电力资源配置、更好应对电力供需波动、更有效解决新能源消纳矛盾。
“南方区域现货市场将推动区域内各省份连接更强、电价博弈更充分，有助于推动区域内电价下行。”龚昭宇说，当前汛期内，南方区域省区普遍呈现电力供大于求状态，比如广西电力现货价格7月前20天的现货均价都不足0.18元/度，创下历史新低。
新能源投资暂缓
电力市场价格频频“贴地飞”，新能源装机项目回报率持续承压，越来越考验电源侧的开发经营能力。
“新能源在现货市场的价格降幅较大。2024年，在山西，光伏、风电的均价分别保持在0.16—0.17元/度、0.25—0.26元/度，今年这两者分别跌到0.1和0.19元/度左右。”山西风行虚拟电厂研究院院长、山西电力市场监督管理委员会委员南豆告诉财新。
同时，由于新能源低边际成本、高消纳成本的特点，难以在边际成本定价的市场中回收全部成本，其经营压力日益突出。“2025年一季度，国家能源集团在现货正式运行的甘肃、山西新能源电量电价仅分别为0.189元/度、0.228元/度，在此基础上还要分摊费用1—3分钱。”国家能源集团电力营销中心董事长陈旭伟在前述中电联论坛上表示。
不少开发商开始暂缓投资。7月14日，山西省能源局官网公示2025年第二批拟废止风电光伏发电项目。山西省能源局表示，为加快推进存量新能源建设，优化电网接入与资源配置，提高项目落地转化率，省能源局组织各市对存量风电、光伏发电项目进行梳理，相关地市上报了拟废止规模项目清单，经该局汇总，拟废止华能应县100MW光伏发电项目等7个项目，共35.2052万千瓦规模。
山西并非特例，7月17日，宁夏发改委也公告对9个共449.3MW新能源项目予以废止，原因包括备案文件逾期、投资主体放弃建设等。
“136号文会重塑新能源项目的估值体系，市场和企业需要逐步探索并建立新的规则。”南方电网电力调度控制中心水电及新能源处副处长王皓怀近日公开表示。
“市场仍笼罩在不确定的氛围中。”龚昭宇指出，136号文让地方不敢把机制电价定太高，否则用户承担不起；但没有这部分，新能源又压力很大。
所谓机制电价，是136号文中明确的一种再调节工具，通过调节发用两侧价格，保障新能源项目的基本收益，实施“多退少补”；进而，“多退少补”资金额纳入系统运行成本，疏导在当地工商业用户用电价格中。这一政策实施后，地方政府需直面电价的传导机制。
“机制电价高低会影响系统运行成本，反映在当地工商业用户用电价格上。所以地方需综合考量新能源发展到何种规模，如何以当地绿电支持当地经济发展。”中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽说。
抢装潮后，6月，国内光伏新增装机容量大幅回落，环比下降85%、同比下降38%，至1436万千瓦。下半年光伏新增装机增速预期放缓，深受产能过剩困扰的光伏制造企业将面对更大的竞争压力。
龚昭宇强调，从制造端看，下半年起整个行业或进入加快出清阶段，“市场对投新项目、买组件的意愿不高，预计今年底或明年初，光伏制造企业的风险可能会集中暴露”。
但对一些“三北”地区来说，新能源产业仍是区域经济发展的支柱之一，机制电价过低不利于吸引新增投资。与此同时，“三北”地区电价敏感型用户数量多、规模大，机制电价过高将对用户成本不利。东部负荷中心省份尽管多是用电大省，但在发展经济等的综合压力下，也都不约而同地谋求降电价。
业界普遍认为，电力市场改革在供需宽松条件下更容易推进，容易吸引用户侧积极参与市场；同时，在经济增速下行周期，降电价可以缓解下游用户生产经营压力。
浙江省发改委主任杜旭亮年初在浙江省2025年经济政策新闻发布会上表示：“浙江力争2025年全省工商业电价下降0.03元/千瓦时，减少企业用电成本140亿元以上。”
“如实施电力现货交易，能大幅降低制造业企业用电成本。” 浙江省发改委2025年7月公开一份省人大代表、水泥企业红狮集团董事长章小华的建议，希望浙江省尽快实施电力现货交易及提高交易比例。“2025年浙江省电力现货比例提高至10%，现货价格较市场运行前降低0.1元/千瓦时以上；1月—5月负电价时长占比超过5%。”浙江省发改委答复称将积极吸纳该建议。
2024年甘肃现货交易比例达 20%，电价比实施前每度降低了8分。据国网甘肃省电力公司数据，甘肃中长期合同平均电价连续两年下降，2025年签约均价降至0.24元/千瓦时，度电同比下降4分，企业用电成本有效降低。甘肃2024年以来已为全省企业降低用电成本超过30亿元。
不过，随着新能源全面入市带来大量调节成本，“电价红利”也面临不确定性。
龚昭宇认为，未来两年，新能源拿到手的电价还会持续下行，但用户侧成本短期内可能下降，长期则伴随系统运行费用上升，降价感受未必明显。“现在调节新能源波动性的容量充裕成本、辅助服务成本，更多还是发电侧在承担，未来的大趋势是包括用户在内的全社会共担能源转型成本。”
“高比例新能源接入的同时，系统消纳新能源成本在逐年上升。新能源渗透率每提高1%，系统成本将增加1分/千瓦时左右。”谢开说，目前，国网经营区新能源渗透率已达25%，新能源消纳系统成本将快速增长。
据国家能源局7月发布的中国电力市场发展报告，2024年，全国电力辅助服务市场费用为402.5亿元，其中用户侧分摊费用11.1亿元，但发电侧平均度电分摊价格超过用户侧的6倍。
当前，对于已入市的用户能否切身感受到电价的波动，取决于其所采用的零售购电套餐。
龚昭宇介绍，一类是固定电价模式，即提前锁定一个固定的购电价格，这类用户往往到每年底合约更新时，才会感受到电价变化的影响；相比之下，另一类采用与市场联动定价套餐的用户能相对更多感受到波动。
另一名熟悉山西电力市场运行的人士介绍，山西虽然上半年现货电价大降，但电力用户的“体感”变化并不显著。原因在于136号文发布后，6月之前出现了一波集中抢并网，导致大量新增装机涌入市场，市场整体的不平衡资金随之上升，相应地，市场主体需要分摊的成本显著增加。
“2025年前四个月，市场不平衡资金的分摊费用相比去年翻了一倍，平均达到每千瓦时3分钱左右。”他说，在山西，部分不平衡资金由售电公司和用户承担。该省电力市场化程度相对较高，价格主要由供需决定，行政干预手段相对有限。尽管电能量交易价格确实有所下行，但“到户电价”未明显下降，因为其中还包含各类分摊费用。
“新能源全面入市将对电能量市场价格和系统运行费用产生巨大影响。与此同时，价格波动加剧常态化、电网对调节性资源需求增加、新能源场站的市场化交易能力急需提升等变化，也给虚拟电厂的运营组织形式带来了更多的可能性。”南豆说。
一名工商业分布式光伏投资开发企业负责人告诉财新，未来单一开发电源的企业将逐步被市场淘汰，新环境下，电源侧与负荷侧的平衡能力变得尤为重要，无论通过虚拟电厂、聚合交易等机制，供需两端正被重新联通。
今年4月，国家发改委、国家能源局印发了《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，明确虚拟电厂可按独立主体身份参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场。比如现货市场中，虚拟电厂依据日前与实时的市场价格，适时转换电力生产或消费的身份，“低谷买电、高峰卖电”，确保收益最大化或成本最小化。
随着全国统一电力市场体系逐步完善，电力的商品属性正在还原，每一度电的价值更加透明。“电价越来越复杂，国家应建立一套从中央到地方的信息统计和披露体系，定期向社会公布电价结构与构成，发挥好电价信息的‘透明’价值。”赵克斌表示。
他指出，当前电价改革中，用户参与市场的水平亟待提高，用户对电价构成的认知应进一步强化。“谁能清楚地把电价讲明白？”赵克斌直言，改革不能只由专家学者讨论，更要兼顾公众理解。
“用户是电力市场里真正出钱的一方，却也是最弱势的。缺乏代表和话语权，有时也不了解价格构成，只能默默付费。”南豆也建议，未来应进一步提高用户在规则制定中的参与度和影响力。即使在山西这样电力市场已经比较成熟的省份，很多用户对电价构成越来越清楚，但难以影响价格。“市场运行设计不只是技术与理论，而应真正回应用户关切。”
此外，现货价格下行导致当前火电企业处于边际成本线附近，部分企业难以盈利。火电、水电和储能等是现有电力系统的调节性资源。
王皓怀认为，从电网角度来看，电力系统调节能力需求随新能源渗透率的增长进一步提升，市场电价下降的部分利益应传导至电力系统调节方。
7月14日，甘肃省发改委发文直接将煤电容量电价标准从此前的100元/千瓦·年提升至330元/千瓦·年，并给予2年的执行期，提升幅度超市场预期。作为高比例新能源渗透的省份，甘肃此举意在强化煤电的调节备用价值。