继分布式光伏收益大幅下滑后，集中式光伏电站也陷入亏损困境。目前甘肃、山东等多省电力现货市场均价已跌破0.17元/千瓦时，湖北光伏结算电价降至0.28元/千瓦时，较去年降幅超20%。
今年上半年两轮抢装潮推动光伏装机猛增，但6月新增装机仅14GW，7月进一步降至10GW。当前新增装机主要依赖集中式项目，但其收益难以保障。
甘肃作为西北新能源大基地，规划到2030年风光装机达160GW，但本地消纳能力有限，依赖特高压外送。尽管规划4条特高压线路，但2024年光伏现货均价已跌破0.17元/千瓦时。存量项目机制电量保障不足，仅48亿千瓦时指标需覆盖514亿千瓦时发电量；增量项目机制电价上限仅0.2447元/千瓦时，收益空间被严重挤压。
中东部地区同样面临困境。湖北现货市场正式运行后取消保障性收购，中长期合约占比低，加之偏差考核严格，光伏企业运营风险加剧。截至2024年底，湖北新能源装机占比达36.1%，超越火电成为第一大电源，但电力增长跟不上装机扩张速度，导致供需失衡。
行业困境背后存在两大共性問題：一是新型电力系统规划不科学，特高压利用率低、储能配置不合理；二是重装机、轻消纳，电网调度机制僵化。2024年中国风光装机占比42%，发电量仅占18.5%，与德国风光发电占比近50%形成鲜明对比。
专家指出，光伏产业要走出困境，必须从追求装机规模转向提升消纳能力，通过电网柔性智能化实现高精度预测，真正实现“无条件”接纳新能源。只有保障合理利润，光伏产业才能实现高质量发展。
