自进入3季度以来，各省增量新能源机制电价政策不断下发，对应的机制电价范围渐渐清晰，新能源投资的可预测性也有所上升。叠加最高领导人于日前确定36亿千瓦的新装机目标，新能源仍是电力投资领域的主力军。

尽管政策端逐渐明朗，但央国企投资商收紧过会、放弃指标、项目终止等信息仍在不断流出，核心就是新能源全面进入市场化参与竞争的本质未变。因此，通过投决条件、逻辑的调整来应对行业形势变化的趋势正愈发明显，对应光伏领域的设备选型逻辑也在重塑。

16省市机制电价

截止到目前为止，通过征求意见稿或下发正式文件明确机制电价上下限范围的省市已达16个，明确机制电价竞价结果的则仅为山东与云南两省。

从整体电价来看，大部分省市的电价下限定在0.2元/度左右，部分省市则上下浮动，最低的为黑龙江的0.114元/度，最高则为贵州的0.25元/度。上限则基本浮动在0.35元/度左右，最低省份为宁夏、甘肃的0.25元/度左右。

结合当前行业普遍认可的0.2~0.25元/度的度电成本与机制电价定价区间来看，即便取中位数，光伏电站的盈利空间也所剩无几。尤其是存量待建项目往往有着高昂的开发费用，再叠加限电率以及后期运营的非技术成本风险，传统的投决逻辑已然不适应行业的实际形势。

在此背景下，大唐、国能投、华能等进行了投决指标的优化，并进行了降本增效具体目标的提出，从造价、IRR、成本等方向调节，从而保障部分项目的持续推进。

例如国家能源集团旗下龙源电力在提质增效动员会上明确提出投资控制的要求，推动投资评价项目平均造价较上一年度压降5%左右，进一步提升风电、光伏等新能源项目的经济效益，从提高资源评估质量、加强设计方案比选、严格把控设计冗余、制定标准校审流程、多元评估提升精度等方面提出改进方案和工作建议。

有行业人士表示，“固定电价时代多发电就意味着收益提高，1:1.2~1.4的容配比设计理念逐渐普及到整个行业；进入全面市场化后，高额的容配比并不一定能带来匹配性的额外收益，不如通过减配来缩减投资成本进而缩短成本回收周期并降低风险。”

尽管当前各省的机制电价竞价结果尚无法确定，但全面入市的不确定性以及项目收益的风险增加则是普遍共识，投决逻辑调整的进一步反馈则体现在设备选型的应时而变。

光伏电量、电价双增的方法论

新能源全面入市尽管有机制电价托底，但收益核心仍取决于在电力市场化交易中的电价，如何在电力市场中获取一个相对较高的确定性电价已然成为未来光伏电站投资的硬性需求。

面对午间电价洼地的形势，优化光伏电站的发电曲线，在高电价时段多发电，是改变当下困境的关键，而跟踪支架便是最优解之一。

国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地）2023年度实证实验数据显示，与固定支架相比，平单轴支架日发电曲线扁平，与电网日用电负荷适应性。其中，在早高峰（8:00之前），平单轴支架累计发电量较固定支架高40.46%在晚高峰（14:00之后），平单轴支架累计发电量较固定支架高37.64%；中午平谷峰（8:00-14:00），平单轴支架累计发电量较固定支架低18.05%。

可以看到的是，平单轴跟踪支架可以有效的将光伏电站的馒头曲线改善至双驼峰形状，这样既可以减少午间限电比例，同时在电力市场交易中，由于早晚发电量较高，也能获得较高的市场电价。

以山东某电站数据为例，跟踪支架比固定支架在峰电价时段提高82.4%的发电量，在平电价时段对比固定支架可提升26.1%的发电量。

另一方面，面对光伏可利用地愈发紧迫的现状，降本增效也成为支架选型优化的关键。其中，柔性支架则以其大跨度的设计理念逐渐应用到整个行业，而柔性跟踪支架则更是成为应对光伏全面入市的增收利器。

根据一道新能源的测算，柔性跟踪支架的建设成本相比固定支架增加5.1%，单瓦成本增加0.12元/瓦，但由此带来的反馈则是发电量提高12.27%，度电成本反而可以降低7%。

需要强调的是，上述计算结果参考为固定机制电价，如果叠加入市交易后的峰平谷时段的电价差异，柔性跟踪支架的总体度电成本降幅将更加明显。

另外，从当前光伏项目开发的潜在场景来看，西北区域的沙戈荒、光伏治沙等项目仍是“十五五”期间光伏开发与投资的主阵地，仅政策端明确的规模便高达400GW。

而柔性平单轴跟踪支架相较于传统跟踪支架在沙戈荒场景下可节省45%以上的桩基数量以及26%以上的用钢量，为应对沙戈荒光伏基地投资难点提供了一个思路。

136号文推动光伏全面入市是所有投资者与发电企业必须面对的现实，而投决模型调整背后是对电价风险把控与设备选型的逻辑重塑，更低度电成本与更高电价不仅仅是对投资商的考核，也是光伏企业应对行业逻辑调整的创新方向