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在西北，光伏电站1毛出头的上网电价，带来的最直接后果是2元/瓦的EPC建设成本、9厘的运维价格。在低电价和限电的影响之下，从产品到建设、运维，西北地区的光伏电站投资正陷入用低价换取收益率保障的“泥淖”，并进一步挑战光伏产业链的极限成本、吞噬质量门槛。

“十四五”以来，光伏全面平价上网后，电价与光照资源成为光伏项目收益的决定性因素，叠加一、二、三批沙戈荒风、光大基地的布局，在消纳红区解禁之后，西北地区凭借得天独厚的光照资源以及广阔的土地资源，再次成为风、光项目开发投资的主战场。

根据新华网最新信息显示，截至2024年底西北电网光伏累计装机已达178GW，对比“十三五”末61GW的累计装机，4年新增超100GW。光伏装机快速增长背后，是参与市场化比例越来越高、综合电价持续下降、限电比例不断升高等问题，西北光伏电站收益出现了断崖式下降，部分项目伴随电源端分时电价的调整在2024年甚至出现了巨额亏损。光伏們此前在《电价与限电下：高效技术“失效”，西北“风光”难算经济账》、《新能源5%消纳红线，已经“名存实亡”》等一系列文章中追踪了西北光伏的发展困境。

鉴于对光伏项目未来收益风险的判断，西北省份2024年度新能源指标基本以风电为主，光伏指标占比由此前的60%~80%的占比下降至30%以下。尽管在新增项目上投资商给出了自己的抉择，但存量或在建项目由于前期已启动或沉没成本的关系，投资商更侧重降本与缩短收益周期，由此带来的后果是从设备端到建设、运维端，整个光伏产业陷入了低价的泥滩而不得其解。

低价蔓延西北光伏市场

2024年以来，受产能供需关系影响，整个光伏产业链出现了大幅度的下降，至二季度后，光伏组件价格基本降至生产成本以下，各大组件企业均陷入了巨额亏损的局面。即便如此，为争夺有限的市场订单，光伏组件价格仍在不断下降，一路降至0.6X元/瓦左右。

有投资商指出，低电价的收益风险迫使投资商不得不控制总成本，而低价组件恰好契合了西北部分已批光伏项目的落地需求。“2024年甘肃推行的电源端分时电价导致此前以1.6元/瓦左右的组件价格建设的项目落地即亏，面对不足0.2元/千瓦时的综合电价，不得不采购更低价的组件以规避未来的收益风险。”

通过2025年度西北省份电力交易规则以及部分省份发布年度交易结果的信息来看，光伏电站无论是保障性收购电量还是综合电价，仍在进一步持续降低。即便组件降至0.6X元/瓦，西北个别省份的光伏项目仍不具备经济性。

在电价持续走低之外，有行业人士表示“西北地区限电率较高，高效、高可靠组件提高的发电量无法通过收益体现，对投资企业而言与低价组件并无差异。”

谈及限电现状，某央企投资商给出了其位于青海的光伏电站某天的功率曲线图，当天光伏电站可用功率达到了97MW以上，但有功计划值仅为24MW左右，据了解该电站限电率常年在40~50%左右，其他相对好一点的基本也都在25%以上。

种种诱因之下，西北区域光伏电站整个产业链正走向低价，但更低的价格也往往意味着产品质量与选材标准的下降。日前，光伏們在《边框减薄、隐裂超标、玻璃破碎……组件低价下产品质量风险“昭然若揭”》一文中，已经观察到了组件边框减薄、非刚性玻璃、胶膜、硅胶、焊带、银浆克重减低等一系列“降价”带来的质量风险。

2元/瓦EPC的主阵地

西北光伏项目的低价并不仅仅只限于光伏设备，2024年2元/W以下的EPC报价基本也聚集于西北省份，EPC承包企业甚至区分出西北地区与以外两类报价体系。

随着组件价格的下降，西北地区EPC报价呈现逐步走低的趋势，西北五省的光伏EPC总包价在不含升压站与外送线路的情况下，基本均在2元/瓦以下。2024年年中，中铁十一局在湖南能源集团红寺堡区新能源基地300万千瓦光伏复合发电（一期100万千瓦）项目中投出了1.72元/瓦的最低价格。

有EPC承包企业表示，西北地区光伏项目单体规模较大，业主依托规模优势本就在压价，而“十四五”期间房建、基建领域的不景气使得越来越多的施工单位进入光伏领域，激烈的竞争之下，EPC报价越来越低。

“新能源EPC合同额比较大，可以支撑起一定的业务营收额，同时也是集团企业布局新业务的体现。因此，在利润率方面可以适当放低，个别项目纸面不亏就能干。”某央企EPC企业表示。

然而，低价EPC可能也意味着低质量的光伏电站。有知情人士表示，由于新进入光伏施工领域的EPC企业极力“杀价”，部分项目为节省施工成本，电站质量存在很多隐患。

其中，支架是重灾区。例如有的企业通过层层转包的形式降低成本，分包企业甚至不具备专业的施工资质；有的项目桩基深度不够，刚建成不足半年就出现了被大风吹倒、倒塌等事故。

2022年，某央企在新疆的项目被大风吹毁超百兆瓦，行业分析认为，事故的核心原因应该在于支架用钢量不够，厚度未达标。一设计专业人士指出，“桩基未被拔出，说明项目本身的设计不存在问题，大概率是由于施工人员没有按图施工”。光伏們在某社交平台上也曾了解到，某项目正在施工的固定支架，由于施工人员不专业，没按设计施工，仅隔一天便在常规大风天气下出现了桩基被拔出的事故。

需要指出的是，鉴于西北地区广袤的土地以及丰富的光照资源禀赋，国家级沙戈荒大基地多汇集于此，低价设备与低价施工能否保障基地项目设计的运行年限不得而知。不仅如此，在前述条件下，光伏电站运营维护方面的低价竞争同样激烈。

9厘/瓦的运维价格

根据第三方机构统计数据显示，2024年总计有80GW左右的光伏运维定标规模，其中新疆、宁夏、甘肃、青海等西北省份便占据了40%以上。广阔的市场规模吸引了各类企业的进入，低价成为众多企业争抢订单的不二法门，但由于西北区域光伏电站单体规模普遍较大，部分企业则通过缩减运维人员数量、减少除草、清洗投入而节省成本。

有运维企业告诉光伏們，西北地区受限电、低电价影响，光伏项目收益与运维水平的关联性显著下降。“西北地区光伏限发比例普遍较高，即便通过精细化运维提升了发电量，但发不出去电、卖不起价格，业主对于运维质量也无法精确判断，9厘/瓦成为当地运维常态价格，这导致低价减配运维大行其道。”

针对如此低价，光伏們采访了多家第三方运维企业，普遍指出当下百兆瓦级光伏电站的运维价格在2~3分/瓦左右，这个价格才能确保企业良性经营。但也有企业指出，GW级电站在规模优势以及智能化水平高的情况下，1分/瓦左右的价格也能接受。

“投资企业本有充足的运维预算，但在劣币驱逐良币的情况下，运维投入逐年减少，低价抢单的部分企业通过公关基层人员的方式，减少领导检查或者报喜不报忧，使电站业主无法准确掌握项目实际运维情况”，前述运维人员补充道。“低价背后，部分项目会聘用非专业运维人员进行项目操作，由于专业性与素质不达标，会导致电站存在一定的安全隐患。此外，经验不足会导致设备早期小故障无法及时处理，加速设备损坏，增加更换维修成本，缩短资产寿命。”

低价运维的另一面，是来自集团考核指标每年正增长的压力。有行业人士表示，一般国央企会对投运的光伏电站进行发电生产经营指标考核，尽管光伏电站由于组件衰减特性及光照资源变化等，发电量会随着投运时间有所波动，但在实际的工作成果汇报中，光伏不再看天吃饭，而是长期正向增长。从运维层面而言，便成了既不能“倒车”也不能“跃进”，这在一定程度上也给了低价运维生存空间。

西北地区光伏电站映射出当前行业的一个典型现象——由低电价波及到整个产业链亏损，但当前受用地问题以及治沙等影响，西北仍是大型地面电站的主阵地。这一形势下，整个行业必将陷入恶性循环的怪圈里——“市场很大，但每个环节都没有利润”，这既不利于能源转型大目标，也不利于行业的持续发展。如何调节个中矛盾，不仅仅是行业的问题，也需要宏观层面予以关注。