在上篇，我們以安徽省為例，用14000字梳理了現(xiàn)貨時代電力市場2025年的政策要點（4個中長期規(guī)則+2個現(xiàn)貨規(guī)則+1個調(diào)峰規(guī)則）。下面，我們繼續(xù)討論以下三個問題：

（1）全面進(jìn)入現(xiàn)貨時代后的電力市場，光伏企業(yè)該如何理解？

（2）電力用戶的最優(yōu)選擇？

（3）基于全面現(xiàn)貨時代的電力市場及電力用戶的最優(yōu)選擇，光伏企業(yè)該如何應(yīng)對？

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二、全面進(jìn)入現(xiàn)貨時代后的電力市場，光伏企業(yè)該如何理解？

根據(jù)2024年11月發(fā)布的《全國統(tǒng)一電力市場發(fā)展規(guī)劃藍(lán)皮書》的指引，2025年是我國初步建成統(tǒng)一電力市場的一年，2029年我國將全面建成全國統(tǒng)一的電力市場。

進(jìn)入2025年后，發(fā)改委、能源局連續(xù)出臺關(guān)于光伏電價的兩個文件，一是《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》，二是《分布式光伏開發(fā)建設(shè)管理辦法》?；谶@兩個文件，2025年6月以后并網(wǎng)的集中式光伏、分布式光伏，全面參與電力市場。集中式光伏發(fā)電量的主要部分可參與新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制，其余部分參與現(xiàn)貨交易；大型工商業(yè)分布式光伏的主要部分出售給電力用戶，其余部分參與現(xiàn)貨交易，也可在用戶負(fù)荷發(fā)生長期不利變化時轉(zhuǎn)為集中式光伏。

對于中國未來全面進(jìn)入現(xiàn)貨時代后的電力市場，光伏企業(yè)該如何理解其底層邏輯呢？全面參與電力市場后的光伏行業(yè)將會何去何從？SOLARZOOM新能源智庫提出以下14個方面的分析觀點和判斷：

1.電力市場進(jìn)入現(xiàn)貨時代、光伏全面參與電力市場的趨勢

電力市場進(jìn)入現(xiàn)貨時代的歷史趨勢已經(jīng)形成。光伏發(fā)電全面參與電力市場、參與有電力現(xiàn)貨連續(xù)運(yùn)行的電力市場，已成定局，且這是在未來半年內(nèi)即將發(fā)生的事。故而，光伏企業(yè)（無論是制造業(yè)企業(yè)、EPC還是運(yùn)營商）不得不察，不能不關(guān)注。

2.電力市場的主要參與方及其定位

電力市場的主要參與方包括：發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司、電化學(xué)儲能、電網(wǎng)企業(yè)。在電能量交易中，發(fā)電企業(yè)為賣方，電力用戶（一級）、售電企業(yè)（代理二級用戶）、電網(wǎng)企業(yè)（代理非市場用戶購電）為買方，售電公司、電化學(xué)儲能為套利方（售電公司跨市場、跨品種套利，電化學(xué)儲能跨時、跨市場套利）。在調(diào)峰交易中，發(fā)電企業(yè)、電化學(xué)儲能為賣方，電網(wǎng)為買方。在新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制市場中，光伏風(fēng)電企業(yè)為賣方，電網(wǎng)為買方。

3.電力市場中與光伏相關(guān)的四大交易市場

我國的電力市場中，從交易品種上看，主要是電能量、輔助服務(wù)（調(diào)峰、調(diào)頻，等等），電能量市場又分為中長期和現(xiàn)貨兩大市場。與光伏企業(yè)關(guān)系較大的電力市場是：中長期電能量市場、現(xiàn)貨電能量市場、調(diào)峰市場。除此以外，根據(jù)國家發(fā)改委、能源局《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》，還將在電力市場外進(jìn)入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制。

上述四個需要光伏企業(yè)重點關(guān)注的市場（中長期電能量市場、現(xiàn)貨電能量市場、調(diào)峰市場、新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制市場）的發(fā)展?fàn)顩r如下：中長期電能量市場已經(jīng)建設(shè)得較為完善，2022-2024年全國電力市場化交易比例已經(jīng)連續(xù)三年超過60%，這主要是通過中長期市場完成的?，F(xiàn)貨市場仍在建設(shè)中，各地已紛紛開展連續(xù)試運(yùn)行，預(yù)計2029年全面建成。調(diào)峰輔助服務(wù)已經(jīng)從原來“兩個細(xì)則”轉(zhuǎn)為市場化運(yùn)行，發(fā)電企業(yè)、電化學(xué)儲能電站企業(yè)的唯一交易對手是電網(wǎng)。新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制市場的細(xì)則尚未出臺（預(yù)計2025年出臺），我們預(yù)計光伏、風(fēng)電電站的交易對手也是電網(wǎng)。

4.中長期市場與現(xiàn)貨市場的關(guān)系

以安徽省為代表，電力中長期市場和現(xiàn)貨市場之間的關(guān)系是：

a）受中長期凈交易量考核要求的限制，中長期交易占電力用戶用電量的比例應(yīng)在80-120%之間。因而，在電能量市場中，中長期市場為主，現(xiàn)貨市場為輔。

b）在電力調(diào)度中，由于電力市場采用“中長期合約作為結(jié)算依據(jù)管理市場風(fēng)險、現(xiàn)貨交易采用全電量集中競價”的交易模式，中長期交易結(jié)果不作為調(diào)度執(zhí)行依據(jù)。需要強(qiáng)調(diào)的是，現(xiàn)貨市場的交易價格是基于電網(wǎng)的SCED程序運(yùn)行出來的，而且是全電量出清，即：在發(fā)電側(cè)，綠電、火電均排在供給曲線上，報價從低到高（注：參與機(jī)制電量的新能源發(fā)電，會參照原先優(yōu)先發(fā)電的規(guī)則，作為價格的接受者而出現(xiàn)在供給曲線的最左側(cè)）；在用戶側(cè)，電網(wǎng)代購電、電力用戶均排在需求曲線上，報價從高到低（注：電網(wǎng)代購電作為價格的接受者出現(xiàn)在需求曲線的最左側(cè)）；由發(fā)電側(cè)供給曲線、用戶側(cè)需求曲線相交，得到出清價格。而且，現(xiàn)貨市場中的日前交易出清電量是作為電網(wǎng)調(diào)度計劃的依據(jù)，各火電企業(yè)會認(rèn)真的根據(jù)其自身邊際成本報價從而實現(xiàn)“利益最大化”。因此，現(xiàn)貨市場所形成的價格，是一個比較可靠的、符合經(jīng)濟(jì)學(xué)規(guī)律的市場化結(jié)果。但中長期交易價格，雖然也是由大量電力用戶和發(fā)電企業(yè)參與的所謂的“市場化”價格，但中長期價格很明顯是比較容易受到地方利益集團(tuán)的“操縱”和“調(diào)控”的。在沒有現(xiàn)貨交易的時代，電力用戶并不能通過中長期交易市場就享受到新能源發(fā)電所帶來的能源降本。

c）在電費(fèi)結(jié)算中，“發(fā)電/用戶側(cè)電能量電費(fèi)=中長期合約電費(fèi)+日前電能量電費(fèi)+實時電能量電費(fèi)”，中長期合約是按交易量、交易價格進(jìn)行計算，而日前現(xiàn)貨市場、實時現(xiàn)貨市場則是按照差額計算電量的，即：以“日前市場出清電量”與“中長期合約電量”之差作為日前電能量電費(fèi)的計算基礎(chǔ)，以“實際上網(wǎng)電量/用電量”與“日前市場出清電量”之差作為實時電能量電費(fèi)的計算基礎(chǔ)。

基于上述三點，簡而言之：電力現(xiàn)貨市場≈符合經(jīng)濟(jì)學(xué)規(guī)律的市場化，中長期市場≈被行政調(diào)控指導(dǎo)的市場化，電力市場規(guī)則通過控制中長期市場的交易占比，在以“被行政調(diào)控指導(dǎo)的市場化”和“符合經(jīng)濟(jì)學(xué)規(guī)律的市場化”為兩端的光譜上可以自由定義所需要的位置。

5.國家對于電力市場高階金融化的態(tài)度

國家對于電力市場高階金融化的態(tài)度是否定的，而非肯定的或開放的。體現(xiàn)為：

a）國家發(fā)改委明確提出“電力市場不作期貨”。

b）希望減少期貨套利空間，各類市場主體全年中長期凈交易電量應(yīng)占其上網(wǎng)電量或用電量（不含自發(fā)自用部分）比重在80%—120%（安徽省，其余地方比例可能略有差異）之間，并對偏差部分實行比較嚴(yán)肅的考核。

6.光伏企業(yè)參與電力市場的方式

2025年6月后并網(wǎng)的光伏發(fā)電項目參與電力市場的方式有兩種：第一種（簡單操作）：參與新能源價格可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制，一次性把全年發(fā)電量的絕大多數(shù)出售給電網(wǎng)，剩余部分參與現(xiàn)貨市場。其中：機(jī)制電價的價格比現(xiàn)貨交易高，但比中長期交易的價格低，機(jī)制電價與現(xiàn)貨的價差可用于收回折舊，中長期價格與機(jī)制電價的價差用于電網(wǎng)支付調(diào)峰費(fèi)用。第二種（中等難度操作）：尋找多家電力用戶，一次性把全年發(fā)電量的絕大多數(shù)通過中長期雙邊協(xié)議出售給客戶，剩余部分參與現(xiàn)貨市場。第三種（復(fù)雜操作）：參與年度、月度中長期交易的部分時段（8-17點）或日滾動撮合交易，剩余部分參與現(xiàn)貨市場。理論上，三種操作所獲得的收益應(yīng)當(dāng)較為接近，否則市場套利機(jī)制將發(fā)揮作用。光伏企業(yè)以第一種方式參與電力市場的有關(guān)細(xì)節(jié)，詳見SOLARZOOM新能源智庫2025年2月10日的文章《光伏上網(wǎng)電價市場化政策點評》。

7.儲能在電力市場化時代的發(fā)展模式

以目前的國家政策及央國企電站運(yùn)營商的實踐來看，儲能和光伏的未來發(fā)展有可能是獨立運(yùn)行的。過去幾年，國內(nèi)儲能的發(fā)展以新能源發(fā)電側(cè)配儲、獨立儲能這兩種模式并駕齊驅(qū)。但光伏風(fēng)電運(yùn)營商配置儲能的積極性不足；《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》中也明確指出“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準(zhǔn)、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件”。因此，我們預(yù)判，未來國家及投資商對儲能應(yīng)用場景的指引，可能會更多指向獨立儲能。

8.獨立儲能參與電力市場的方式

國內(nèi)以市場化方式鼓勵儲能投資的政策框架尚有待完善。目前，獨立儲能通過“削峰填谷”盈利，主要是基于各地的分時電價政策（由發(fā)改委定價，而非市場定價）。若未來獨立儲能參與電力市場的政策完善，獨立儲能參與電力市場的主要方式可能是參與現(xiàn)貨市場、中長期市場、調(diào)峰市場、調(diào)頻市場及其他輔助服務(wù)市場。即：儲能電站在低價時段于相對價格較低的現(xiàn)貨市場充電，在高價時段于相對價格較高的中長期市場放電，并在低電價的充電時段以高倍率加功率充電響應(yīng)電網(wǎng)深度調(diào)峰的需求（參與調(diào)峰市場）。

9.全面市場化定價對光伏IRR及光伏電站長期價值的影響

由于市場化機(jī)制及電化學(xué)儲能的存在，午間時段中長期電價不可能無止境的下降至零。全面市場化定價會階段性降低光伏IRR，但不會導(dǎo)致光伏電站長期價值的完全毀滅！（有人說，光伏行業(yè)完蛋了。SOLARZOOM新能源智庫認(rèn)為：光伏行業(yè)不會完蛋，完蛋的只會是沒有做好準(zhǔn)備的光伏企業(yè)。）保證中午時段中長期電價大于零的市場機(jī)制為：

a）當(dāng)中午光伏出力過大，短期內(nèi)現(xiàn)貨價格接近于0，電網(wǎng)通過調(diào)峰市場調(diào)度燃煤機(jī)組深度調(diào)峰、電化學(xué)儲能加功率充電，實現(xiàn)電力供求平衡。

b）如果較長時期出現(xiàn)中午電價過低的情況，光伏電站的收益率會階段性下降，而儲能電站的收益率會階段性上升；但資本投資光伏與儲能所要求的IRR是基本接近的，故而資本將加大對當(dāng)?shù)貎δ艿耐顿Y，減少對光伏的投資（甚至導(dǎo)致當(dāng)?shù)毓夥娬颈Ｓ辛康哪暝鏊傩∮谟秒娏康哪暝鏊伲话殡S著新投資儲能電站的投運(yùn)、用電量增長超過光伏保有量增長，午間電價逐步回升，傍晚等高電價時段的電價逐步降低。

c）當(dāng)某一地區(qū)儲能項目新增過快，儲能跨時套利力量的加大將導(dǎo)致日內(nèi)峰谷電價差快速縮小，由此將顯著提升午間時段的凈負(fù)荷、提升午間電價。由此，光伏電站的IRR提升，從而又會導(dǎo)致進(jìn)入“光伏投資快于儲能”的階段。

10.電力市場化時代，光儲大比例替代存量火電的過程及前提條件

當(dāng)光伏、儲能全面參與電力市場后，光儲電力替代火電的步驟包括：

a）光伏發(fā)電參與電力交易（政策已出臺）。相比固定電價時代，參與市場化后的光伏電價降低，導(dǎo)致光伏IRR降低、光伏裝機(jī)量增速放緩。

b）獨立儲能參與電力交易（須等待政策完善）。由于光伏先于儲能參與電力市場，且電力市場午間電價會隨2023-2024年光伏大規(guī)模的新增裝機(jī)量而降低，故而參與電力市場后的獨立儲能IRR較高，獨立儲能進(jìn)入快速發(fā)展期。

c）高的儲能IRR刺激大規(guī)模同時期開發(fā)的儲能項目建設(shè)、投運(yùn)，由此，儲能IRR快速下降，午間與傍晚間的電價差縮小，儲能充放電策略導(dǎo)致午間電價回升（但對傍晚電價的負(fù)面影響較?。夥麵RR由此提升，光伏重新回到較快速增長階段。

d）經(jīng)過光伏、儲能發(fā)展速度的“此消彼長”多個循環(huán)，光伏、儲能的發(fā)展逐步進(jìn)入平衡階段。午間光伏所發(fā)電力被儲能吸收并調(diào)峰至傍晚進(jìn)行放電的商業(yè)模式成立。此時，若滿足“光伏IRR≈儲能IRR>社會平均要求回報率”的收益率條件，全社會將大規(guī)模投資光伏、儲能。需要說明的是，從2024年開始，基于脫硫煤基準(zhǔn)電價以及相比2022年底下跌了70%以上的光伏組件價格、鋰電池價格，已經(jīng)能實現(xiàn)光伏、儲能分別獲得7%以上IRR的“光儲平價”。

e）由市場化規(guī)律，“在午間充電并在傍晚放電的儲能電站”在傍晚時段以低于火電的價格售電，由此導(dǎo)致傍晚時段出現(xiàn)“電價降低、儲能售電量占比上升、火電售電量占比下降”的現(xiàn)象，光儲電力初步在傍晚時段部分替代火電。

f）若光伏、儲能的系統(tǒng)成本、度電成本不再下降，伴隨著傍晚電價的下降，“光伏IRR≈儲能IRR>社會平均要求回報率”變成了“光伏IRR≈儲能IRR≈社會平均要求回報率”，則光儲電力只能部分替代火電。

g）若光伏、儲能的系統(tǒng)成本、度電成本持續(xù)下降，在較低的傍晚電價條件（與0-8點時段的電價接近）下，仍有“光伏IRR≈儲能IRR>社會平均要求回報率”成立，則光儲電力繼續(xù)替代17-24點及0-8點時段的火電，17-24點及0-8點間的電價繼續(xù)下降，直到“光伏IRR≈儲能IRR≈社會平均要求回報率”。在此過程中，火電逐步從主力電源退居為輔助電源，光儲電力逐步成為第一大主力能源，光儲電力替代火電的電力側(cè)能源革命由此實現(xiàn)。

在上述光伏、儲能通過電力市場化逐步替代乃至大規(guī)模替代火電的過程中，須滿足以下條件：第一，儲能參與電力市場的政策完善；第二，各地有足夠的土地實施光伏項目；第三，國家、電網(wǎng)、發(fā)電集團(tuán)、地方政府對于火電份額的逐步下降、較快速下降做好了準(zhǔn)備，在政策上不叫停光儲電力的市場化發(fā)展；第四，光伏、儲能的系統(tǒng)成本、度電成本能持續(xù)下降，并使得當(dāng)傍晚電價大幅下降（至中長期電能量價格在0.3-0.4元/kWh左右）后，新增光伏、儲能項目仍然能獲得高于全社會平均要求回報率的IRR。

11.電力市場的區(qū)域化特征

電網(wǎng)的物理拓?fù)洹⒆匀毁Y源稟賦、電源的發(fā)電類型結(jié)構(gòu)、商業(yè)及居民用電占比，在各個省份有其不同的特點，對電力市場形態(tài)的影響很大。在全國統(tǒng)一的電力市場下，各省份電力市場呈現(xiàn)出較強(qiáng)的獨立性，各省的電力市場規(guī)則也各不相同。雖然全國光儲電力發(fā)展呈現(xiàn)出上述共性，但處于不同省份的光伏企業(yè)，無論是光伏制造業(yè)，還是EPC或電站運(yùn)營商，仍應(yīng)根據(jù)所在省份電網(wǎng)規(guī)則的差異設(shè)計不同的應(yīng)對戰(zhàn)略。

12.全國光儲電力大發(fā)展的場景問題（2025-2050）

在電力全面市場化時代，面積超過4萬平米（裝機(jī)規(guī)模超過6MW）、電壓等級達(dá)到35kV的大型工商業(yè)分布式，仍然具有極高的實施價值。若其電力用戶的主體資質(zhì)較好、負(fù)荷較高且穩(wěn)定，則其項目IRR高于集中式光伏電站。若其電力用戶的主體、負(fù)荷不夠理想，也可以只租賃其屋頂，而根據(jù)最新的政策《分布式光伏開發(fā)建設(shè)管理辦法》改為集中式電站，參與新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制及現(xiàn)貨交易。

當(dāng)全國剩余可滿足條件的大型工商業(yè)分布式光伏項目被開發(fā)殆盡后，我國將重新回到以集中式光伏電站為主的時期。可以計算的是，若以25年時間為觀察期，我國分布式光伏的保有量或?qū)⑦_(dá)到1000-2000GW，但集中式光伏的保有量非常有可能接近10000GW。因此，短期來看，大型工商業(yè)分布式是市場的主流；但長期來看，集中式光伏才是光伏的主力發(fā)展場景。

13.全國光儲電力大發(fā)展的空間模式問題（2025-2050）

在電力全面市場化時代，光儲電力若要大規(guī)模替代火電，必定需要大量消耗土地。在當(dāng)前的光伏組件效率水平下，1GW光伏電站需要6-7平方公里的土地。因此，對于我國中東部負(fù)荷較高、土地稀缺地區(qū)，就存在兩種選擇：a）尋找荒山、礦坑、灘涂等土地并在法律允許的范圍內(nèi)調(diào)整土地性質(zhì)，大規(guī)模實施光伏、儲能電站并供應(yīng)本地，b）在西部地區(qū)尋找高輻照、與中東部距離較近的荒漠、戈壁，大規(guī)模建設(shè)光儲電站并以定制的特高壓運(yùn)輸?shù)街袞|部的負(fù)荷中心。在評價了土地的充足性、項目收益率、跨省建設(shè)特高壓的行政效率后，各地可選擇最適合當(dāng)?shù)氐某鞘屑壒鈨﹄娏鉀Q方案。我國東部省份，由于具備數(shù)百萬畝甚至是數(shù)千萬畝的潮間帶、潮下帶灘涂，當(dāng)我國實現(xiàn)祖國全面統(tǒng)一（從而沿海軍事戒備等級或?qū)⒊尸F(xiàn)一定的放松可能性）后，可通過大規(guī)模利用灘涂，解決大規(guī)模本地化光儲電力開發(fā)所需要的土地問題。

14.未來3-5年我國光伏新增裝機(jī)量的規(guī)模區(qū)間判斷（2025-2028）

在集中式、分布式光伏全面擁抱電力市場后，2025年6月以后新增光伏項目的IRR必然比2025年4月前的項目大幅下降，國內(nèi)光伏新增裝機(jī)量或難以突破300GW。對于光伏行業(yè)而言，上述不利情景或?qū)⒕S持3-4年之久。主要制約因素包括：

a）發(fā)電側(cè)儲能的商業(yè)模式目前不被央國企運(yùn)營商看好。從發(fā)改委2025年1月的集中式光伏新政中，已經(jīng)明確要求“不得將配儲作為核準(zhǔn)、并網(wǎng)、上網(wǎng)的條件”。獨立第三方儲能的商業(yè)模式，目前是基于非市場化的、受行政因素影響較大的峰谷電價政策的。只有獨立儲能參與電力市場的相關(guān)政策出臺，才能長期穩(wěn)定儲能投資商的預(yù)期。當(dāng)獨立儲能的商業(yè)模式、經(jīng)濟(jì)性條件成立后，還要經(jīng)歷一段時間（至少要2年），才能積累足夠的規(guī)模，從而發(fā)揮“壓縮峰谷價差，拉升中午電價”的作用。因此，考慮“儲能市場化政策的出臺時間+儲能規(guī)模積累所需要的時間”，以儲能的力量顯著抬升中午電價并導(dǎo)致光伏IRR上升，必然是要等上個3-4年的。

b）目前從各省份而言，對火電企業(yè)的利益仍然是在實施保護(hù)政策的。很顯然，“光伏滲透率上升+電力市場進(jìn)入現(xiàn)貨時代”這兩個因素的疊加，是必然降低中午時段的電價的。各地保護(hù)火電企業(yè)利益的具體方式為：一、對中長期電價進(jìn)行“行政調(diào)控指導(dǎo)”（以我們所分析的省份為例，中長期電價在2024年是幾乎不變的，完全不反應(yīng)煤炭價格的波動），二、通過政策及考核對中長期交易占比進(jìn)行嚴(yán)格管控（以我們所分析的省份為例，若中長期交易占比超出80-120%，在現(xiàn)貨運(yùn)行期間，除沒收超額收益外還要處以50%的考核）。由此，地方政府及當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)可確保不會因為市場化政策過于猛烈而導(dǎo)致火電嚴(yán)重虧損，從而影響主力能源的供應(yīng)安全，由此最大程度的符合國家“先立后破”的能源革命節(jié)奏要求。各地在電力市場化進(jìn)程中的上述穩(wěn)健做法，導(dǎo)致午間電價的“出清”過程被人為拉長。由此，即使是儲能參與電力市場的政策出臺，由于電力市場本身存在的非市場化力量仍然較強(qiáng)，故而或?qū)⒍糁苾δ芡顿Y商的投資意愿，由此將使得光儲進(jìn)入?yún)f(xié)同發(fā)展的時間被拉長。

c）光伏項目和儲能項目實施中的路條費(fèi)、EPC企業(yè)的超額利潤，有待出清。從2022年12月開始，光伏組件價格大幅下跌，光伏電站收購價小幅下跌，兩者差價的擴(kuò)大導(dǎo)致路條費(fèi)及EPC企業(yè)超額利潤上升。當(dāng)2025年6月光伏電價全面市場化后，光伏電站項目開發(fā)、建設(shè)環(huán)節(jié)必將經(jīng)歷一個痛苦的“擠水分”過程。這一過程不達(dá)到全面出清的狀態(tài)，光伏電站投資商的信心是無法重新恢復(fù)的。其背后的政策原因是：2025年6月并網(wǎng)的項目，必須在2030年6月與2030年5月并網(wǎng)的項目共同參與競爭當(dāng)年的機(jī)制電價。因此，只有徹底擠干路條費(fèi)及EPC超額利潤中的水分，電站投資商才能確保不在未來的電價競爭中處理劣勢。在此之前，不投、少投、緩?fù)都惺焦夥请娬具\(yùn)營商的上策。

d）從國內(nèi)外政治的角度思考光儲替代火電的能源革命：在我國實現(xiàn)統(tǒng)一大業(yè)之前，我國處于復(fù)雜的國際斗爭環(huán)境中，內(nèi)部必須要穩(wěn)定。因此，國家不可能在此時為了推動新能源滲透率的快速提升而去損害火電利益集團(tuán)的存量利益（更何況火電企業(yè)多為央國企）。2030年前，我國的目標(biāo)是“碳達(dá)峰”而非“碳中和”。這一提法也意味著，光伏風(fēng)電的發(fā)展不太可能在2030年前侵占存量火電的發(fā)電小時數(shù)及發(fā)電量。在這一邏輯下，光伏風(fēng)電一年的總新增裝機(jī)量，將小于等于“一年全社會新增用電量/風(fēng)電光伏的平均發(fā)電小時數(shù)”。如按2024年9.85萬億kWh的用電量、5-7%的用電量增速算，光伏風(fēng)電一年的新增裝機(jī)量合計將在300-400GW區(qū)間內(nèi)。

基于上述四點，SOLARZOOM新能源智庫認(rèn)為： 2025-2028年國內(nèi)的年度光伏新增裝機(jī)量，大概率難以突破300GW。

三、電力用戶的最優(yōu)選擇？

對于電力用戶而言，其參與電力市場的目標(biāo)函數(shù)很清楚，就是：以最低的經(jīng)濟(jì)代價自由的獲得“高可靠性、高電能質(zhì)量”的電力。在當(dāng)前我國強(qiáng)勁的電網(wǎng)支持下，高可靠性、高電能質(zhì)量、自由獲得，這三個屬性已經(jīng)可以被滿足。因此，我國電力用戶唯一進(jìn)一步追求的目標(biāo)就是“降電價”。

“電力市場進(jìn)入現(xiàn)貨時代、光伏上網(wǎng)電價全面市場化”這兩大趨勢出現(xiàn)后，長期而言，電力用戶可通過以下手段實現(xiàn)“降電價”：a）加大對現(xiàn)貨市場的參與比例，b）通過與光伏風(fēng)電企業(yè)簽署雙邊協(xié)議降低中長期電價，c）實施分布式光伏或光儲項目，d）實施“源網(wǎng)荷儲”項目。

1.電力市場上，加大對現(xiàn)貨市場的參與深度與比例

2024年的光伏發(fā)電成本，已經(jīng)顯著低于火電，并已滿足“光儲平價的經(jīng)濟(jì)前提”。電力進(jìn)入現(xiàn)貨時代后，由于現(xiàn)貨價格源于電網(wǎng)SCED程序下的全電量出清機(jī)制，現(xiàn)貨價格顯著低于中長期交易價格是必然的，特別是在中午光伏接近滿負(fù)荷出力的階段。

圖 1  安徽電力現(xiàn)貨日前交易價格

對于電力用戶而言，要想加大對現(xiàn)貨市場的參與深度與比例，有以下方式：（1）直接參與電力交易的一級用戶，可以在電網(wǎng)規(guī)則允許的范圍內(nèi)，將中長期交易的占比降到最低（比如在安徽是80%），將現(xiàn)貨交易的占比提到最高（比如在安徽是20%）。（2）間接參與電力交易的二級用戶，應(yīng)當(dāng)與售電公司約定在現(xiàn)貨運(yùn)行的階段充分參與現(xiàn)貨，并約定與售電公司的分成比例。（3）電網(wǎng)代購電的非市場用戶，升級成為二級用戶，并通過售電公司參與現(xiàn)貨。

對于不少電力用戶而言，既可以選擇成為一級用戶直接參與交易，也可以通過與售電公司合作作為二級用戶間接參與交易。電力用戶成為一級用戶、二級用戶的優(yōu)劣勢在于：

基于上述分析，可以得到以下結(jié)論：對于用電規(guī)模較大、對綠電溯源要求極高、負(fù)荷預(yù)測準(zhǔn)確度較高的企業(yè)而言，可選擇成為一級用戶；對于用電規(guī)模較小、對綠電溯源要求不高、負(fù)荷預(yù)測準(zhǔn)確度不高的企業(yè)，可以選擇成為二級用戶。但無論如何選擇，加大現(xiàn)貨交易的比例、降低中長期交易的比例，都是實現(xiàn)降本的一個重要方式。

2.在中長期交易中，加大與光伏風(fēng)電企業(yè)的雙邊協(xié)議交易

對于電力用戶在中長期市場上的購電而言，有以下幾種策略：

（1）原始策略：無論是一級用戶還是二級用戶，與火電企業(yè)或售電公司全年按照一個固定價格簽署全年的中長期雙邊協(xié)議。顯然，上述價格是被地方利益集團(tuán)所保護(hù)的（注：以所分析的省份2025年為例，中長期年度交易的雙邊協(xié)議均價接近413元/MWh）。

（2）時間拼盤策略：利用電力市場的中長期分月度、分時段的集中競價交易市場或日滾動撮合交易市場，進(jìn)行電力采購“時間拼盤”。采用“時間拼盤”策略的好處在于：由于中午時段的中長期價格會因現(xiàn)貨市場的出現(xiàn)而被拉低，故而全年加權(quán)平均價格被拉低。只要是分月、分時段采購，無論交易對手是光伏、風(fēng)電還是火電，平均價格比全年一次性與火電廠開展中長期雙邊交易的價格更低（以2025年1-3月為例，采用時間拼盤策略后，中長期部分的平均價格降至394元/MWh，比原始策略的價格低了近0.02元/kWh）。

圖 2  安徽電力中長期交易價格

之所以在現(xiàn)貨交易時代，午間的中長期電價會跟隨現(xiàn)貨價格的降低而降低，原因在于：售電公司套利行為的存在。即：以安徽為例，售電公司可以最多按照20%的比例分別在現(xiàn)貨市場購買電能量，若部分電力用戶不知道這一規(guī)則而選擇了100%中長期交易，那么售電公司就獲得一個差額的比例，可以在現(xiàn)貨市場上增加買電而在中長期月度交易、月內(nèi)交易、日滾動撮合交易中賣電。由于存在這種套利，使得電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)后的中長期交易市場午間時點價格也出現(xiàn)了下降，但其下降幅度小于現(xiàn)貨市場。對比圖 1和圖 2可以發(fā)現(xiàn)，2025年1月上半月電力現(xiàn)貨的午間時點均價低至200元/MWh（天氣晴朗的幾天，中午電價是0），而中長期交易的午間時點均價低至350元/MWh（如果沒有現(xiàn)貨，則仍然被“指導(dǎo)”為全天一根直線，但有了現(xiàn)貨后，中午的中長期電價就下來了）。

（3）發(fā)電類型拼盤策略：與風(fēng)電、光伏企業(yè)簽署中長期雙邊協(xié)議（風(fēng)電光伏發(fā)電企業(yè)按照風(fēng)電與光伏的典型曲線交付，比如：圖 4-左側(cè)的0.74份風(fēng)電曲線+0.14份光伏曲線，或圖 4-右側(cè)的0.31份光伏曲線），剩余部分在中長期月度分時段集中競價交易或日滾動撮合交易中購買電力。

發(fā)電類型拼盤策略與時間拼盤策略相比，平均電價是可以做到一樣的。發(fā)電類型拼盤對于電力用戶而言的好處是：可以在年初就通過雙邊協(xié)議鎖定較高比例的電價，比如在圖 4-左側(cè)中在與風(fēng)電、光伏企業(yè)雙邊協(xié)議鎖定的電量是88%，剩余只有12%需要通過集中交易采購，操作上也更為簡便。

圖 3  安徽2025年4月光伏、風(fēng)電的典型曲線

圖 4  為滿足電力需求的中長期電力采購“拼盤”

為什么說，第三種（發(fā)電類型拼盤）與第二種（時間拼盤）策略的平均采購價格差不多呢？原因是，對于2025年6月以后并網(wǎng)的光伏風(fēng)電企業(yè)而言，有三種選擇：第一，是大部分電量基于2025年1月新出臺的新能源可持續(xù)發(fā)展價格機(jī)制下按機(jī)制電價銷售，少部分按現(xiàn)貨價格出售；第二，是大部分電量基于中長期雙邊協(xié)議出售給電力用戶，少部分按現(xiàn)貨價格出售；第三，是大部分電量于每個光伏發(fā)電的時段在中長期集中競價市場上銷售，少部分電量于現(xiàn)貨市場出售。光伏、風(fēng)電企業(yè)采用這三種策略的受益應(yīng)當(dāng)是一致的，否則就會更多采用高收益的那種方式，從而通過競爭使得該種方式的價格下降，最終這三種方式的價格趨同。

通過對比上述電力用戶參與中長期市場的三個策略，可以發(fā)現(xiàn)：同樣是參與中長期市場，原始策略的購電成本最高，時間拼盤策略、發(fā)電類型拼盤策略的購電成本低，而發(fā)電類型策略對于電力用戶而言，可以提前鎖定電價，價格風(fēng)險更低。

故而，對于電力用戶而言，采用“發(fā)電類型拼盤策略”參與中長期交易，成本更低、價格風(fēng)險更小。

3.實施分布式光伏乃至分布式光儲項目

對于電力用戶而言，為什么要實施分布式光伏項目，而非直接參與電力交易采購中午便宜的光伏電呢？

原因在于：電力用戶的用戶側(cè)電價=電能量交易價格+輸配電價格+輔助服務(wù)費(fèi)用+政府性基金及附加。分布式光伏自發(fā)自用部分，是無須繳納“輸配電價格+輔助服務(wù)費(fèi)用+政府性基金及附加”的；因此，這一部分收益，將通過電價折扣、屋頂租金等方式被電力用戶所享受到。

那么為什么電力用戶又要在實施分布式光伏項目的同時，實施儲能項目呢？原因是，在現(xiàn)貨交易時代，午間電價較低、傍晚電價較高。因此，在實施光伏的同時實施儲能項目，可以將午間的電能量存儲至晚間再使用。當(dāng)儲能的系統(tǒng)成本大幅降低，且“中午-傍晚”電價差足夠大時，做儲能項目是可以實現(xiàn)超過社會平均利潤的超額收益率的，此時電力用戶實施儲能項目，就可以通過電價折扣獲得這部分超額收益，并使儲能電站運(yùn)營商回歸到平均利潤。但當(dāng)儲能的系統(tǒng)成本不夠低，或“中午-傍晚”電價差不夠大時，則就沒有必要在分布式光伏的基礎(chǔ)上再上儲能。

綜上所述，電力用戶實施分布式乃至分布式光儲項目，可以通過電價折扣、屋頂租金等方式降低電價，獲得自發(fā)自用電量部分的、幅度約為“輸配電價格+輔助服務(wù)費(fèi)用+政府性基金及附加”的收益。

但需要注意的是，光伏行業(yè)過去的路條費(fèi)+EPC超額利潤過高，這導(dǎo)致電力用戶的合理收益轉(zhuǎn)為了分布式光伏企業(yè)的超額收益，或是電力用戶關(guān)鍵崗位領(lǐng)導(dǎo)人的個人灰色收入。到2025年6月后，這一問題會隨著EPC行業(yè)的競爭加劇而逐步獲得解決。

4.在政策允許的前提下，實施集中式“源網(wǎng)荷儲”項目

對于用電負(fù)荷較高的企業(yè)而言，分布式光伏/光儲項目所能實現(xiàn)的自發(fā)自用電量，可能只占到電力用戶用電量的10%左右。因此，要想全電量享受“輸配電價格+輔助服務(wù)費(fèi)用+政府性基金及附加”部分的電力成本下降，最優(yōu)的方式就是“源網(wǎng)荷儲”項目。

對于電力用戶而言，最優(yōu)的解法是：在企業(yè)負(fù)荷周邊向政府申請一塊土地，與企業(yè)負(fù)荷拉專線構(gòu)建成一個“微電網(wǎng)”，或按照當(dāng)前流行的名詞是“源網(wǎng)荷儲”，終極情形是回歸到“離網(wǎng)時代”的供電方式。離網(wǎng)供電在遠(yuǎn)離電網(wǎng)的不發(fā)達(dá)地區(qū)是非常常見的，但過去的成本極高，現(xiàn)在隨著光伏、儲能成本的大幅下降，已經(jīng)具備一定的經(jīng)濟(jì)性。而“源網(wǎng)荷儲”相比“離網(wǎng)”的差異是，電力用戶、電站項目均仍然能保持與電網(wǎng)的連接，從而電網(wǎng)成為真正意義上的備用電源（顯然，電網(wǎng)不可能接受這種模式）。

但遺憾的是，“源網(wǎng)荷儲”不僅動到了火電企業(yè)的奶酪，還動到了電網(wǎng)企業(yè)的奶酪。于是，在過去10年的電力體制改革中，微電網(wǎng)、源網(wǎng)荷儲項目的推進(jìn)都最終遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于預(yù)期。在2025年1月出臺的《分布式光伏開發(fā)建設(shè)管理辦法》中，提到：“大型工商業(yè)分布式光伏是指利用建筑物及其附屬場所建設(shè)，接入用戶側(cè)電網(wǎng)或者與用戶開展專線供電（不直接接入公共電網(wǎng)且用戶與發(fā)電項目投資方為同一法人主體）……以上條款中建筑物及其附屬場所應(yīng)當(dāng)位于同一用地紅線范圍內(nèi)。”很顯然，電力用戶不太可能自己去實施“源網(wǎng)荷儲”項目，而為了“源網(wǎng)荷儲”而拿的新地塊也不可能與電力負(fù)荷所在的建筑物在同一用地紅線范圍內(nèi)。于是，在當(dāng)前的政策框架體系內(nèi)，電力用戶通過實施“源網(wǎng)荷儲”項目而降低電價、全電量免交“輸配電價格+輔助服務(wù)費(fèi)用+政府性基金及附加”的愿望無法實現(xiàn)。

四、基于全面現(xiàn)貨時代的電力市場及電力用戶的最優(yōu)選擇，光伏企業(yè)該如何應(yīng)對？

1.光伏制造業(yè)企業(yè)

面對“電力市場進(jìn)入現(xiàn)貨時代、光伏全面參與電力市場”后的時代，光伏制造業(yè)企業(yè)核心要抓住兩個問題：第一，未來幾年光伏新增裝機(jī)量會是多少，怎么解決產(chǎn)能過剩問題？第二，戶用、一般工商業(yè)分布式、大型工商業(yè)分布式、集中式，哪一個市場的發(fā)展會最好？

基于我們在下篇第一部分的14個方面的理解，SOLARZOOM新能源智庫分析后認(rèn)為，雖然2050年我國光伏的裝機(jī)保有量可能接近甚至突破10000GW，但2025-2028的我國光伏新增裝機(jī)量很難突破300GW，光伏需求將進(jìn)入一個較為漫長的低增速時代。在2025年6月后，新增的集中式光伏須全面參與電力市場；而當(dāng)前采用“全額上網(wǎng)”模式但主體資質(zhì)較差、用戶分散的戶用項目、一般工商業(yè)項目，均會受到新能源上網(wǎng)電價政策影響；唯一不怎么受影響的就是獨立實施的、主體資質(zhì)較好的、以自發(fā)自用為主要消納的大型工商業(yè)分布式項目。

由此，SOLARZOOM新能源智庫，為當(dāng)前的光伏制造業(yè)企業(yè)提出以下建議：

（1）做好全球光伏新增裝機(jī)量2025-2028年負(fù)增長或零增長的心理準(zhǔn)備。

2025-2028年的光伏需求側(cè)，不僅國內(nèi)面臨低增長問題（光伏完全參與電力市場所致），國外也同時面臨巨大壓力（特朗普上臺后將取消美國的光伏制造業(yè)補(bǔ)貼；同時，全球政治方向轉(zhuǎn)向，俄烏沖突緩和；全球利率的下降速度也開始低于預(yù)期）。因此，在當(dāng)前光伏每個環(huán)節(jié)產(chǎn)能超過1000GW的大背景下，產(chǎn)能過剩問題絕對不是一年兩年就能解決的，如果只靠等待行業(yè)需求回暖，是要至少需要5年以上的時間。

任何光伏企業(yè)，無論是組件、電池、硅片、硅料，還是設(shè)備、輔材，都要做好這樣的心理準(zhǔn)備，一切以現(xiàn)金流及存活為第一要務(wù)，不要抱有光伏市場會快速恢復(fù)的任何幻想。

（2）以新技術(shù)淘汰老技術(shù)的方法解決產(chǎn)能過剩問題，在過剩技術(shù)上放棄任何幻想。

在產(chǎn)能過剩問題長期化的大背景下，要找到新方向，只能靠技術(shù)進(jìn)步。未來3-5年，光伏產(chǎn)業(yè)鏈有共識的技術(shù)升級方向是HJT技術(shù)及TBC技術(shù)。其中，大多數(shù)現(xiàn)有的光伏制造業(yè)企業(yè)因為已經(jīng)布局了TOPCon技術(shù)，而其中又有一部分企業(yè)選擇了TBC的升級方向；另外有740W+俱樂部的14家成員選擇了HJT技術(shù)。

對于新的技術(shù)方向，無論是TBC還是HJT，都面臨五個問題：a）市場問題，b）成本問題，c）利潤問題，d）擴(kuò)產(chǎn)所需要的資金問題，e）擴(kuò)產(chǎn)后的市場溢價及利潤問題。

國家若啟動新一輪的領(lǐng)跑者計劃，則第一個問題可以解決。剩下四個問題就是光伏制造業(yè)企業(yè)要自己去回答的問題了。

對于傳統(tǒng)龍頭企業(yè)而言，所面臨的問題是：良率如何提高、硅片厚度如何減薄、漿料銀耗量如何下降、TBC相比TOPCon的高成本如何降下來？以及，TBC是否會成為又一個TOPCon（一開始認(rèn)為有壁壘，最后誰都能做，導(dǎo)致嚴(yán)重過剩，由此其所謂的溢價或許是不能長久的，從而可能無法走出產(chǎn)能過剩的負(fù)循環(huán)）？

對于HJT企業(yè)而言，所面臨的問題是：相比主流企業(yè)不占優(yōu)的規(guī)模，如何通過技術(shù)降本（0BB、20%以下銀含的銀包銅及銅漿、鎳網(wǎng)、100μm硅片、少銦無銦）及市場選擇（選擇效率偏好的市場，選擇對專利風(fēng)險極為敏感的市場）來抵消規(guī)模成本的劣勢？以較小的規(guī)模，如何存活下來并拿到擴(kuò)產(chǎn)所需要的資金，并進(jìn)入“新產(chǎn)能設(shè)施成本更低、規(guī)模擴(kuò)大后規(guī)模降本效應(yīng)體現(xiàn)→利潤更高→更多股權(quán)融資和債權(quán)融資→更大規(guī)模的先進(jìn)產(chǎn)能→成本更低”的正循環(huán)？如何進(jìn)一步升級至HJT+鈣鈦礦疊層技術(shù)，徹底拉開與傳統(tǒng)龍頭企業(yè)的效率差距？

光伏制造業(yè)企業(yè)只有從全局的高度上想清上述問題，才能穿越市場下行周期，擁抱2030年后光伏需求的再次爆發(fā)（至2035年前后每年2000-3000GW左右）。

（3）國內(nèi)的產(chǎn)品及市場方向側(cè)重于大型工商業(yè)分布式市場。

從當(dāng)前光伏新政的變化來看，受影響程度最大的是原先采用全額上網(wǎng)、固定電價模式的電站，這既包括集中式，又包括大量的戶用分布式和一般工商業(yè)分布式。只有主體資質(zhì)較好、負(fù)荷穩(wěn)定的大型工商業(yè)分布式及一般工商業(yè)分布式，在光伏新政的變化中，受影響較小。對于無法通過電池技術(shù)轉(zhuǎn)型HJT跳出TOPCon產(chǎn)能過剩陷阱的企業(yè)而言，似乎也只有通過產(chǎn)品更貼近于市場而獲得發(fā)展。但遺憾的是，這一策略對于任何光伏企業(yè)而言，都是可以實施的，沒有壁壘，并且，大型工商業(yè)分布式光伏與集中式光伏的產(chǎn)品沒有本質(zhì)差異。所以，即使選擇大型工商業(yè)分布式市場，似乎也不能幫助現(xiàn)在的TOPCon企業(yè)走出產(chǎn)能長期過剩的困局。

2.光伏EPC企業(yè)

面對“電力市場進(jìn)入現(xiàn)貨時代、光伏全面參與電力市場”后的時代，光伏EPC企業(yè)核心要抓住三個問題：（1）市場在哪里，（2）如何順應(yīng)“BOS成本擠水分”的趨勢，（3）在產(chǎn)品形態(tài)上如何實現(xiàn)差異化？SOLARZOOM新能源智庫給出以下建議：

（1）從集中式、戶用轉(zhuǎn)戰(zhàn)大型工商業(yè)分布式市場。

從集中式、分布式光伏新政來看，毫無疑問，電站IRR最不受影響的就是采用“自發(fā)自用、余電現(xiàn)貨交易”模式的大型工商業(yè)分布式。我們從《分布式光伏開發(fā)建設(shè)管理辦法》2024年10月的征求意見版和2025年1月的正式版對比可以看出，大型工商業(yè)分布式原先是只有“自發(fā)自用”模式的，后來才增加了“余電參與現(xiàn)貨市場”的表述。由此可見，一定是參與征求意見的電站運(yùn)營商提出了這一修改意見。也就是說，有電站運(yùn)營商將大型工商業(yè)分布式光伏作為未來的重點發(fā)展方向。因此，我們的第一個建議就是，轉(zhuǎn)戰(zhàn)大型工商業(yè)分布式。

（2）主動擁抱BOS降本的不可逆的歷史趨勢。

BOS降本其實包括四塊：一是降低路條費(fèi)，二是降低采購成本，三是降低融資及墊資成本，四是降低自身要求利潤率。

之所以BOS成本必須要下降，原因是：光伏全面擁抱市場化后，每年在“參與機(jī)制電價競爭、與電力用戶簽署中長期雙邊協(xié)議、于中長期月度分時段集中競價市場上競爭電價”的過程中，2025年6月的電站是與2030年6月、2035年6月的電站同臺競技的。EPC企業(yè)自己不降本，那電站運(yùn)營商就暫時不投資電站，結(jié)果還是倒逼EPC企業(yè)降本。

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