电力全面市场化时代，光伏企业该如何应对？（下篇）

SOLARZOOM新能源智库  2025-2-20

在上篇，我们以安徽省为例，用14000字梳理了现货时代电力市场2025年的政策要点（4个中长期规则+2个现货规则+1个调峰规则）。下面，我们继续讨论以下三个问题：

（1）全面进入现货时代后的电力市场，光伏企业该如何理解？

（2）电力用户的最优选择？

（3）基于全面现货时代的电力市场及电力用户的最优选择，光伏企业该如何应对？

下篇全文15000字，但干货很多，建议读者准备20-30分钟时间认真阅读本文。

二、全面进入现货时代后的电力市场，光伏企业该如何理解？

根据2024年11月发布的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》的指引，2025年是我国初步建成统一电力市场的一年，2029年我国将全面建成全国统一的电力市场。

进入2025年后，发改委、能源局连续出台关于光伏电价的两个文件，一是《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》，二是《分布式光伏开发建设管理办法》。基于这两个文件，2025年6月以后并网的集中式光伏、分布式光伏，全面参与电力市场。集中式光伏发电量的主要部分可参与新能源可持续发展价格结算机制，其余部分参与现货交易；大型工商业分布式光伏的主要部分出售给电力用户，其余部分参与现货交易，也可在用户负荷发生长期不利变化时转为集中式光伏。

对于中国未来全面进入现货时代后的电力市场，光伏企业该如何理解其底层逻辑呢？全面参与电力市场后的光伏行业将会何去何从？SOLARZOOM新能源智库提出以下14个方面的分析观点和判断：

1.电力市场进入现货时代、光伏全面参与电力市场的趋势

电力市场进入现货时代的历史趋势已经形成。光伏发电全面参与电力市场、参与有电力现货连续运行的电力市场，已成定局，且这是在未来半年内即将发生的事。故而，光伏企业（无论是制造业企业、EPC还是运营商）不得不察，不能不关注。

2.电力市场的主要参与方及其定位

电力市场的主要参与方包括：发电企业、电力用户、售电公司、电化学储能、电网企业。在电能量交易中，发电企业为卖方，电力用户（一级）、售电企业（代理二级用户）、电网企业（代理非市场用户购电）为买方，售电公司、电化学储能为套利方（售电公司跨市场、跨品种套利，电化学储能跨时、跨市场套利）。在调峰交易中，发电企业、电化学储能为卖方，电网为买方。在新能源可持续发展价格结算机制市场中，光伏风电企业为卖方，电网为买方。

3.电力市场中与光伏相关的四大交易市场

我国的电力市场中，从交易品种上看，主要是电能量、辅助服务（调峰、调频，等等），电能量市场又分为中长期和现货两大市场。与光伏企业关系较大的电力市场是：中长期电能量市场、现货电能量市场、调峰市场。除此以外，根据国家发改委、能源局《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》，还将在电力市场外进入新能源可持续发展价格结算机制。

上述四个需要光伏企业重点关注的市场（中长期电能量市场、现货电能量市场、调峰市场、新能源可持续发展价格结算机制市场）的发展状况如下：中长期电能量市场已经建设得较为完善，2022-2024年全国电力市场化交易比例已经连续三年超过60%，这主要是通过中长期市场完成的。现货市场仍在建设中，各地已纷纷开展连续试运行，预计2029年全面建成。调峰辅助服务已经从原来“两个细则”转为市场化运行，发电企业、电化学储能电站企业的唯一交易对手是电网。新能源可持续发展价格结算机制市场的细则尚未出台（预计2025年出台），我们预计光伏、风电电站的交易对手也是电网。

4.中长期市场与现货市场的关系

以安徽省为代表，电力中长期市场和现货市场之间的关系是：

a）受中长期净交易量考核要求的限制，中长期交易占电力用户用电量的比例应在80-120%之间。因而，在电能量市场中，中长期市场为主，现货市场为辅。

b）在电力调度中，由于电力市场采用“中长期合约作为结算依据管理市场风险、现货交易采用全电量集中竞价”的交易模式，中长期交易结果不作为调度执行依据。需要强调的是，现货市场的交易价格是基于电网的SCED程序运行出来的，而且是全电量出清，即：在发电侧，绿电、火电均排在供给曲线上，报价从低到高（注：参与机制电量的新能源发电，会参照原先优先发电的规则，作为价格的接受者而出现在供给曲线的最左侧）；在用户侧，电网代购电、电力用户均排在需求曲线上，报价从高到低（注：电网代购电作为价格的接受者出现在需求曲线的最左侧）；由发电侧供给曲线、用户侧需求曲线相交，得到出清价格。而且，现货市场中的日前交易出清电量是作为电网调度计划的依据，各火电企业会认真的根据其自身边际成本报价从而实现“利益最大化”。因此，现货市场所形成的价格，是一个比较可靠的、符合经济学规律的市场化结果。但中长期交易价格，虽然也是由大量电力用户和发电企业参与的所谓的“市场化”价格，但中长期价格很明显是比较容易受到地方利益集团的“操纵”和“调控”的。在没有现货交易的时代，电力用户并不能通过中长期交易市场就享受到新能源发电所带来的能源降本。

c）在电费结算中，“发电/用户侧电能量电费=中长期合约电费+日前电能量电费+实时电能量电费”，中长期合约是按交易量、交易价格进行计算，而日前现货市场、实时现货市场则是按照差额计算电量的，即：以“日前市场出清电量”与“中长期合约电量”之差作为日前电能量电费的计算基础，以“实际上网电量/用电量”与“日前市场出清电量”之差作为实时电能量电费的计算基础。

基于上述三点，简而言之：电力现货市场≈符合经济学规律的市场化，中长期市场≈被行政调控指导的市场化，电力市场规则通过控制中长期市场的交易占比，在以“被行政调控指导的市场化”和“符合经济学规律的市场化”为两端的光谱上可以自由定义所需要的位置。

5.国家对于电力市场高阶金融化的态度

国家对于电力市场高阶金融化的态度是否定的，而非肯定的或开放的。体现为：

a）国家发改委明确提出“电力市场不作期货”。

b）希望减少期货套利空间，各类市场主体全年中长期净交易电量应占其上网电量或用电量（不含自发自用部分）比重在80%—120%（安徽省，其余地方比例可能略有差异）之间，并对偏差部分实行比较严肃的考核。

6.光伏企业参与电力市场的方式

2025年6月后并网的光伏发电项目参与电力市场的方式有两种：第一种（简单操作）：参与新能源价格可持续发展价格结算机制，一次性把全年发电量的绝大多数出售给电网，剩余部分参与现货市场。其中：机制电价的价格比现货交易高，但比中长期交易的价格低，机制电价与现货的价差可用于收回折旧，中长期价格与机制电价的价差用于电网支付调峰费用。第二种（中等难度操作）：寻找多家电力用户，一次性把全年发电量的绝大多数通过中长期双边协议出售给客户，剩余部分参与现货市场。第三种（复杂操作）：参与年度、月度中长期交易的部分时段（8-17点）或日滚动撮合交易，剩余部分参与现货市场。理论上，三种操作所获得的收益应当较为接近，否则市场套利机制将发挥作用。光伏企业以第一种方式参与电力市场的有关细节，详见SOLARZOOM新能源智库2025年2月10日的文章《光伏上网电价市场化政策点评》。

7.储能在电力市场化时代的发展模式

以目前的国家政策及央国企电站运营商的实践来看，储能和光伏的未来发展有可能是独立运行的。过去几年，国内储能的发展以新能源发电侧配储、独立储能这两种模式并驾齐驱。但光伏风电运营商配置储能的积极性不足；《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》中也明确指出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。因此，我们预判，未来国家及投资商对储能应用场景的指引，可能会更多指向独立储能。

8.独立储能参与电力市场的方式

国内以市场化方式鼓励储能投资的政策框架尚有待完善。目前，独立储能通过“削峰填谷”盈利，主要是基于各地的分时电价政策（由发改委定价，而非市场定价）。若未来独立储能参与电力市场的政策完善，独立储能参与电力市场的主要方式可能是参与现货市场、中长期市场、调峰市场、调频市场及其他辅助服务市场。即：储能电站在低价时段于相对价格较低的现货市场充电，在高价时段于相对价格较高的中长期市场放电，并在低电价的充电时段以高倍率加功率充电响应电网深度调峰的需求（参与调峰市场）。

9.全面市场化定价对光伏IRR及光伏电站长期价值的影响

由于市场化机制及电化学储能的存在，午间时段中长期电价不可能无止境的下降至零。全面市场化定价会阶段性降低光伏IRR，但不会导致光伏电站长期价值的完全毁灭！（有人说，光伏行业完蛋了。SOLARZOOM新能源智库认为：光伏行业不会完蛋，完蛋的只会是没有做好准备的光伏企业。）保证中午时段中长期电价大于零的市场机制为：

a）当中午光伏出力过大，短期内现货价格接近于0，电网通过调峰市场调度燃煤机组深度调峰、电化学储能加功率充电，实现电力供求平衡。

b）如果较长时期出现中午电价过低的情况，光伏电站的收益率会阶段性下降，而储能电站的收益率会阶段性上升；但资本投资光伏与储能所要求的IRR是基本接近的，故而资本将加大对当地储能的投资，减少对光伏的投资（甚至导致当地光伏电站保有量的年增速小于用电量的年增速）；伴随着新投资储能电站的投运、用电量增长超过光伏保有量增长，午间电价逐步回升，傍晚等高电价时段的电价逐步降低。

c）当某一地区储能项目新增过快，储能跨时套利力量的加大将导致日内峰谷电价差快速缩小，由此将显著提升午间时段的净负荷、提升午间电价。由此，光伏电站的IRR提升，从而又会导致进入“光伏投资快于储能”的阶段。

10.电力市场化时代，光储大比例替代存量火电的过程及前提条件

当光伏、储能全面参与电力市场后，光储电力替代火电的步骤包括：

a）光伏发电参与电力交易（政策已出台）。相比固定电价时代，参与市场化后的光伏电价降低，导致光伏IRR降低、光伏装机量增速放缓。

b）独立储能参与电力交易（须等待政策完善）。由于光伏先于储能参与电力市场，且电力市场午间电价会随2023-2024年光伏大规模的新增装机量而降低，故而参与电力市场后的独立储能IRR较高，独立储能进入快速发展期。

c）高的储能IRR刺激大规模同时期开发的储能项目建设、投运，由此，储能IRR快速下降，午间与傍晚间的电价差缩小，储能充放电策略导致午间电价回升（但对傍晚电价的负面影响较小），光伏IRR由此提升，光伏重新回到较快速增长阶段。

d）经过光伏、储能发展速度的“此消彼长”多个循环，光伏、储能的发展逐步进入平衡阶段。午间光伏所发电力被储能吸收并调峰至傍晚进行放电的商业模式成立。此时，若满足“光伏IRR≈储能IRR>社会平均要求回报率”的收益率条件，全社会将大规模投资光伏、储能。需要说明的是，从2024年开始，基于脱硫煤基准电价以及相比2022年底下跌了70%以上的光伏组件价格、锂电池价格，已经能实现光伏、储能分别获得7%以上IRR的“光储平价”。

e）由市场化规律，“在午间充电并在傍晚放电的储能电站”在傍晚时段以低于火电的价格售电，由此导致傍晚时段出现“电价降低、储能售电量占比上升、火电售电量占比下降”的现象，光储电力初步在傍晚时段部分替代火电。

f）若光伏、储能的系统成本、度电成本不再下降，伴随着傍晚电价的下降，“光伏IRR≈储能IRR>社会平均要求回报率”变成了“光伏IRR≈储能IRR≈社会平均要求回报率”，则光储电力只能部分替代火电。

g）若光伏、储能的系统成本、度电成本持续下降，在较低的傍晚电价条件（与0-8点时段的电价接近）下，仍有“光伏IRR≈储能IRR>社会平均要求回报率”成立，则光储电力继续替代17-24点及0-8点时段的火电，17-24点及0-8点间的电价继续下降，直到“光伏IRR≈储能IRR≈社会平均要求回报率”。在此过程中，火电逐步从主力电源退居为辅助电源，光储电力逐步成为第一大主力能源，光储电力替代火电的电力侧能源革命由此实现。

在上述光伏、储能通过电力市场化逐步替代乃至大规模替代火电的过程中，须满足以下条件：第一，储能参与电力市场的政策完善；第二，各地有足够的土地实施光伏项目；第三，国家、电网、发电集团、地方政府对于火电份额的逐步下降、较快速下降做好了准备，在政策上不叫停光储电力的市场化发展；第四，光伏、储能的系统成本、度电成本能持续下降，并使得当傍晚电价大幅下降（至中长期电能量价格在0.3-0.4元/kWh左右）后，新增光伏、储能项目仍然能获得高于全社会平均要求回报率的IRR。

11.电力市场的区域化特征

电网的物理拓扑、自然资源禀赋、电源的发电类型结构、商业及居民用电占比，在各个省份有其不同的特点，对电力市场形态的影响很大。在全国统一的电力市场下，各省份电力市场呈现出较强的独立性，各省的电力市场规则也各不相同。虽然全国光储电力发展呈现出上述共性，但处于不同省份的光伏企业，无论是光伏制造业，还是EPC或电站运营商，仍应根据所在省份电网规则的差异设计不同的应对战略。

12.全国光储电力大发展的场景问题（2025-2050）

在电力全面市场化时代，面积超过4万平米（装机规模超过6MW）、电压等级达到35kV的大型工商业分布式，仍然具有极高的实施价值。若其电力用户的主体资质较好、负荷较高且稳定，则其项目IRR高于集中式光伏电站。若其电力用户的主体、负荷不够理想，也可以只租赁其屋顶，而根据最新的政策《分布式光伏开发建设管理办法》改为集中式电站，参与新能源可持续发展价格结算机制及现货交易。

当全国剩余可满足条件的大型工商业分布式光伏项目被开发殆尽后，我国将重新回到以集中式光伏电站为主的时期。可以计算的是，若以25年时间为观察期，我国分布式光伏的保有量或将达到1000-2000GW，但集中式光伏的保有量非常有可能接近10000GW。因此，短期来看，大型工商业分布式是市场的主流；但长期来看，集中式光伏才是光伏的主力发展场景。

13.全国光储电力大发展的空间模式问题（2025-2050）

在电力全面市场化时代，光储电力若要大规模替代火电，必定需要大量消耗土地。在当前的光伏组件效率水平下，1GW光伏电站需要6-7平方公里的土地。因此，对于我国中东部负荷较高、土地稀缺地区，就存在两种选择：a）寻找荒山、矿坑、滩涂等土地并在法律允许的范围内调整土地性质，大规模实施光伏、储能电站并供应本地，b）在西部地区寻找高辐照、与中东部距离较近的荒漠、戈壁，大规模建设光储电站并以定制的特高压运输到中东部的负荷中心。在评价了土地的充足性、项目收益率、跨省建设特高压的行政效率后，各地可选择最适合当地的城市级光储电力解决方案。我国东部省份，由于具备数百万亩甚至是数千万亩的潮间带、潮下带滩涂，当我国实现祖国全面统一（从而沿海军事戒备等级或将呈现一定的放松可能性）后，可通过大规模利用滩涂，解决大规模本地化光储电力开发所需要的土地问题。

14.未来3-5年我国光伏新增装机量的规模区间判断（2025-2028）

在集中式、分布式光伏全面拥抱电力市场后，2025年6月以后新增光伏项目的IRR必然比2025年4月前的项目大幅下降，国内光伏新增装机量或难以突破300GW。对于光伏行业而言，上述不利情景或将维持3-4年之久。主要制约因素包括：

a）发电侧储能的商业模式目前不被央国企运营商看好。从发改委2025年1月的集中式光伏新政中，已经明确要求“不得将配储作为核准、并网、上网的条件”。独立第三方储能的商业模式，目前是基于非市场化的、受行政因素影响较大的峰谷电价政策的。只有独立储能参与电力市场的相关政策出台，才能长期稳定储能投资商的预期。当独立储能的商业模式、经济性条件成立后，还要经历一段时间（至少要2年），才能积累足够的规模，从而发挥“压缩峰谷价差，拉升中午电价”的作用。因此，考虑“储能市场化政策的出台时间+储能规模积累所需要的时间”，以储能的力量显著抬升中午电价并导致光伏IRR上升，必然是要等上个3-4年的。

b）目前从各省份而言，对火电企业的利益仍然是在实施保护政策的。很显然，“光伏渗透率上升+电力市场进入现货时代”这两个因素的叠加，是必然降低中午时段的电价的。各地保护火电企业利益的具体方式为：一、对中长期电价进行“行政调控指导”（以我们所分析的省份为例，中长期电价在2024年是几乎不变的，完全不反应煤炭价格的波动），二、通过政策及考核对中长期交易占比进行严格管控（以我们所分析的省份为例，若中长期交易占比超出80-120%，在现货运行期间，除没收超额收益外还要处以50%的考核）。由此，地方政府及当地电网可确保不会因为市场化政策过于猛烈而导致火电严重亏损，从而影响主力能源的供应安全，由此最大程度的符合国家“先立后破”的能源革命节奏要求。各地在电力市场化进程中的上述稳健做法，导致午间电价的“出清”过程被人为拉长。由此，即使是储能参与电力市场的政策出台，由于电力市场本身存在的非市场化力量仍然较强，故而或将遏制储能投资商的投资意愿，由此将使得光储进入协同发展的时间被拉长。

c）光伏项目和储能项目实施中的路条费、EPC企业的超额利润，有待出清。从2022年12月开始，光伏组件价格大幅下跌，光伏电站收购价小幅下跌，两者差价的扩大导致路条费及EPC企业超额利润上升。当2025年6月光伏电价全面市场化后，光伏电站项目开发、建设环节必将经历一个痛苦的“挤水分”过程。这一过程不达到全面出清的状态，光伏电站投资商的信心是无法重新恢复的。其背后的政策原因是：2025年6月并网的项目，必须在2030年6月与2030年5月并网的项目共同参与竞争当年的机制电价。因此，只有彻底挤干路条费及EPC超额利润中的水分，电站投资商才能确保不在未来的电价竞争中处理劣势。在此之前，不投、少投、缓投集中式光伏是电站运营商的上策。

d）从国内外政治的角度思考光储替代火电的能源革命：在我国实现统一大业之前，我国处于复杂的国际斗争环境中，内部必须要稳定。因此，国家不可能在此时为了推动新能源渗透率的快速提升而去损害火电利益集团的存量利益（更何况火电企业多为央国企）。2030年前，我国的目标是“碳达峰”而非“碳中和”。这一提法也意味着，光伏风电的发展不太可能在2030年前侵占存量火电的发电小时数及发电量。在这一逻辑下，光伏风电一年的总新增装机量，将小于等于“一年全社会新增用电量/风电光伏的平均发电小时数”。如按2024年9.85万亿kWh的用电量、5-7%的用电量增速算，光伏风电一年的新增装机量合计将在300-400GW区间内。

基于上述四点，SOLARZOOM新能源智库认为： 2025-2028年国内的年度光伏新增装机量，大概率难以突破300GW。

三、电力用户的最优选择？

对于电力用户而言，其参与电力市场的目标函数很清楚，就是：以最低的经济代价自由的获得“高可靠性、高电能质量”的电力。在当前我国强劲的电网支持下，高可靠性、高电能质量、自由获得，这三个属性已经可以被满足。因此，我国电力用户唯一进一步追求的目标就是“降电价”。

“电力市场进入现货时代、光伏上网电价全面市场化”这两大趋势出现后，长期而言，电力用户可通过以下手段实现“降电价”：a）加大对现货市场的参与比例，b）通过与光伏风电企业签署双边协议降低中长期电价，c）实施分布式光伏或光储项目，d）实施“源网荷储”项目。

1.电力市场上，加大对现货市场的参与深度与比例

2024年的光伏发电成本，已经显著低于火电，并已满足“光储平价的经济前提”。电力进入现货时代后，由于现货价格源于电网SCED程序下的全电量出清机制，现货价格显著低于中长期交易价格是必然的，特别是在中午光伏接近满负荷出力的阶段。

图 1  安徽电力现货日前交易价格

对于电力用户而言，要想加大对现货市场的参与深度与比例，有以下方式：（1）直接参与电力交易的一级用户，可以在电网规则允许的范围内，将中长期交易的占比降到最低（比如在安徽是80%），将现货交易的占比提到最高（比如在安徽是20%）。（2）间接参与电力交易的二级用户，应当与售电公司约定在现货运行的阶段充分参与现货，并约定与售电公司的分成比例。（3）电网代购电的非市场用户，升级成为二级用户，并通过售电公司参与现货。

对于不少电力用户而言，既可以选择成为一级用户直接参与交易，也可以通过与售电公司合作作为二级用户间接参与交易。电力用户成为一级用户、二级用户的优劣势在于：

基于上述分析，可以得到以下结论：对于用电规模较大、对绿电溯源要求极高、负荷预测准确度较高的企业而言，可选择成为一级用户；对于用电规模较小、对绿电溯源要求不高、负荷预测准确度不高的企业，可以选择成为二级用户。但无论如何选择，加大现货交易的比例、降低中长期交易的比例，都是实现降本的一个重要方式。

2.在中长期交易中，加大与光伏风电企业的双边协议交易

对于电力用户在中长期市场上的购电而言，有以下几种策略：

（1）原始策略：无论是一级用户还是二级用户，与火电企业或售电公司全年按照一个固定价格签署全年的中长期双边协议。显然，上述价格是被地方利益集团所保护的（注：以所分析的省份2025年为例，中长期年度交易的双边协议均价接近413元/MWh）。

（2）时间拼盘策略：利用电力市场的中长期分月度、分时段的集中竞价交易市场或日滚动撮合交易市场，进行电力采购“时间拼盘”。采用“时间拼盘”策略的好处在于：由于中午时段的中长期价格会因现货市场的出现而被拉低，故而全年加权平均价格被拉低。只要是分月、分时段采购，无论交易对手是光伏、风电还是火电，平均价格比全年一次性与火电厂开展中长期双边交易的价格更低（以2025年1-3月为例，采用时间拼盘策略后，中长期部分的平均价格降至394元/MWh，比原始策略的价格低了近0.02元/kWh）。

图 2  安徽电力中长期交易价格

之所以在现货交易时代，午间的中长期电价会跟随现货价格的降低而降低，原因在于：售电公司套利行为的存在。即：以安徽为例，售电公司可以最多按照20%的比例分别在现货市场购买电能量，若部分电力用户不知道这一规则而选择了100%中长期交易，那么售电公司就获得一个差额的比例，可以在现货市场上增加买电而在中长期月度交易、月内交易、日滚动撮合交易中卖电。由于存在这种套利，使得电力现货市场出现后的中长期交易市场午间时点价格也出现了下降，但其下降幅度小于现货市场。对比图 1和图 2可以发现，2025年1月上半月电力现货的午间时点均价低至200元/MWh（天气晴朗的几天，中午电价是0），而中长期交易的午间时点均价低至350元/MWh（如果没有现货，则仍然被“指导”为全天一根直线，但有了现货后，中午的中长期电价就下来了）。

（3）发电类型拼盘策略：与风电、光伏企业签署中长期双边协议（风电光伏发电企业按照风电与光伏的典型曲线交付，比如：图 4-左侧的0.74份风电曲线+0.14份光伏曲线，或图 4-右侧的0.31份光伏曲线），剩余部分在中长期月度分时段集中竞价交易或日滚动撮合交易中购买电力。

发电类型拼盘策略与时间拼盘策略相比，平均电价是可以做到一样的。发电类型拼盘对于电力用户而言的好处是：可以在年初就通过双边协议锁定较高比例的电价，比如在图 4-左侧中在与风电、光伏企业双边协议锁定的电量是88%，剩余只有12%需要通过集中交易采购，操作上也更为简便。

图 3  安徽2025年4月光伏、风电的典型曲线

图 4  为满足电力需求的中长期电力采购“拼盘”

为什么说，第三种（发电类型拼盘）与第二种（时间拼盘）策略的平均采购价格差不多呢？原因是，对于2025年6月以后并网的光伏风电企业而言，有三种选择：第一，是大部分电量基于2025年1月新出台的新能源可持续发展价格机制下按机制电价销售，少部分按现货价格出售；第二，是大部分电量基于中长期双边协议出售给电力用户，少部分按现货价格出售；第三，是大部分电量于每个光伏发电的时段在中长期集中竞价市场上销售，少部分电量于现货市场出售。光伏、风电企业采用这三种策略的受益应当是一致的，否则就会更多采用高收益的那种方式，从而通过竞争使得该种方式的价格下降，最终这三种方式的价格趋同。

通过对比上述电力用户参与中长期市场的三个策略，可以发现：同样是参与中长期市场，原始策略的购电成本最高，时间拼盘策略、发电类型拼盘策略的购电成本低，而发电类型策略对于电力用户而言，可以提前锁定电价，价格风险更低。

故而，对于电力用户而言，采用“发电类型拼盘策略”参与中长期交易，成本更低、价格风险更小。

3.实施分布式光伏乃至分布式光储项目

对于电力用户而言，为什么要实施分布式光伏项目，而非直接参与电力交易采购中午便宜的光伏电呢？

原因在于：电力用户的用户侧电价=电能量交易价格+输配电价格+辅助服务费用+政府性基金及附加。分布式光伏自发自用部分，是无须缴纳“输配电价格+辅助服务费用+政府性基金及附加”的；因此，这一部分收益，将通过电价折扣、屋顶租金等方式被电力用户所享受到。

那么为什么电力用户又要在实施分布式光伏项目的同时，实施储能项目呢？原因是，在现货交易时代，午间电价较低、傍晚电价较高。因此，在实施光伏的同时实施储能项目，可以将午间的电能量存储至晚间再使用。当储能的系统成本大幅降低，且“中午-傍晚”电价差足够大时，做储能项目是可以实现超过社会平均利润的超额收益率的，此时电力用户实施储能项目，就可以通过电价折扣获得这部分超额收益，并使储能电站运营商回归到平均利润。但当储能的系统成本不够低，或“中午-傍晚”电价差不够大时，则就没有必要在分布式光伏的基础上再上储能。

综上所述，电力用户实施分布式乃至分布式光储项目，可以通过电价折扣、屋顶租金等方式降低电价，获得自发自用电量部分的、幅度约为“输配电价格+辅助服务费用+政府性基金及附加”的收益。

但需要注意的是，光伏行业过去的路条费+EPC超额利润过高，这导致电力用户的合理收益转为了分布式光伏企业的超额收益，或是电力用户关键岗位领导人的个人灰色收入。到2025年6月后，这一问题会随着EPC行业的竞争加剧而逐步获得解决。

4.在政策允许的前提下，实施集中式“源网荷储”项目

对于用电负荷较高的企业而言，分布式光伏/光储项目所能实现的自发自用电量，可能只占到电力用户用电量的10%左右。因此，要想全电量享受“输配电价格+辅助服务费用+政府性基金及附加”部分的电力成本下降，最优的方式就是“源网荷储”项目。

对于电力用户而言，最优的解法是：在企业负荷周边向政府申请一块土地，与企业负荷拉专线构建成一个“微电网”，或按照当前流行的名词是“源网荷储”，终极情形是回归到“离网时代”的供电方式。离网供电在远离电网的不发达地区是非常常见的，但过去的成本极高，现在随着光伏、储能成本的大幅下降，已经具备一定的经济性。而“源网荷储”相比“离网”的差异是，电力用户、电站项目均仍然能保持与电网的连接，从而电网成为真正意义上的备用电源（显然，电网不可能接受这种模式）。

但遗憾的是，“源网荷储”不仅动到了火电企业的奶酪，还动到了电网企业的奶酪。于是，在过去10年的电力体制改革中，微电网、源网荷储项目的推进都最终远远低于预期。在2025年1月出台的《分布式光伏开发建设管理办法》中，提到：“大型工商业分布式光伏是指利用建筑物及其附属场所建设，接入用户侧电网或者与用户开展专线供电（不直接接入公共电网且用户与发电项目投资方为同一法人主体）……以上条款中建筑物及其附属场所应当位于同一用地红线范围内。”很显然，电力用户不太可能自己去实施“源网荷储”项目，而为了“源网荷储”而拿的新地块也不可能与电力负荷所在的建筑物在同一用地红线范围内。于是，在当前的政策框架体系内，电力用户通过实施“源网荷储”项目而降低电价、全电量免交“输配电价格+辅助服务费用+政府性基金及附加”的愿望无法实现。

四、基于全面现货时代的电力市场及电力用户的最优选择，光伏企业该如何应对？

1.光伏制造业企业

面对“电力市场进入现货时代、光伏全面参与电力市场”后的时代，光伏制造业企业核心要抓住两个问题：第一，未来几年光伏新增装机量会是多少，怎么解决产能过剩问题？第二，户用、一般工商业分布式、大型工商业分布式、集中式，哪一个市场的发展会最好？

基于我们在下篇第一部分的14个方面的理解，SOLARZOOM新能源智库分析后认为，虽然2050年我国光伏的装机保有量可能接近甚至突破10000GW，但2025-2028的我国光伏新增装机量很难突破300GW，光伏需求将进入一个较为漫长的低增速时代。在2025年6月后，新增的集中式光伏须全面参与电力市场；而当前采用“全额上网”模式但主体资质较差、用户分散的户用项目、一般工商业项目，均会受到新能源上网电价政策影响；唯一不怎么受影响的就是独立实施的、主体资质较好的、以自发自用为主要消纳的大型工商业分布式项目。

由此，SOLARZOOM新能源智库，为当前的光伏制造业企业提出以下建议：

（1）做好全球光伏新增装机量2025-2028年负增长或零增长的心理准备。

2025-2028年的光伏需求侧，不仅国内面临低增长问题（光伏完全参与电力市场所致），国外也同时面临巨大压力（特朗普上台后将取消美国的光伏制造业补贴；同时，全球政治方向转向，俄乌冲突缓和；全球利率的下降速度也开始低于预期）。因此，在当前光伏每个环节产能超过1000GW的大背景下，产能过剩问题绝对不是一年两年就能解决的，如果只靠等待行业需求回暖，是要至少需要5年以上的时间。

任何光伏企业，无论是组件、电池、硅片、硅料，还是设备、辅材，都要做好这样的心理准备，一切以现金流及存活为第一要务，不要抱有光伏市场会快速恢复的任何幻想。

（2）以新技术淘汰老技术的方法解决产能过剩问题，在过剩技术上放弃任何幻想。

在产能过剩问题长期化的大背景下，要找到新方向，只能靠技术进步。未来3-5年，光伏产业链有共识的技术升级方向是HJT技术及TBC技术。其中，大多数现有的光伏制造业企业因为已经布局了TOPCon技术，而其中又有一部分企业选择了TBC的升级方向；另外有740W+俱乐部的14家成员选择了HJT技术。

对于新的技术方向，无论是TBC还是HJT，都面临五个问题：a）市场问题，b）成本问题，c）利润问题，d）扩产所需要的资金问题，e）扩产后的市场溢价及利润问题。

国家若启动新一轮的领跑者计划，则第一个问题可以解决。剩下四个问题就是光伏制造业企业要自己去回答的问题了。

对于传统龙头企业而言，所面临的问题是：良率如何提高、硅片厚度如何减薄、浆料银耗量如何下降、TBC相比TOPCon的高成本如何降下来？以及，TBC是否会成为又一个TOPCon（一开始认为有壁垒，最后谁都能做，导致严重过剩，由此其所谓的溢价或许是不能长久的，从而可能无法走出产能过剩的负循环）？

对于HJT企业而言，所面临的问题是：相比主流企业不占优的规模，如何通过技术降本（0BB、20%以下银含的银包铜及铜浆、镍网、100μm硅片、少铟无铟）及市场选择（选择效率偏好的市场，选择对专利风险极为敏感的市场）来抵消规模成本的劣势？以较小的规模，如何存活下来并拿到扩产所需要的资金，并进入“新产能设施成本更低、规模扩大后规模降本效应体现→利润更高→更多股权融资和债权融资→更大规模的先进产能→成本更低”的正循环？如何进一步升级至HJT+钙钛矿叠层技术，彻底拉开与传统龙头企业的效率差距？

光伏制造业企业只有从全局的高度上想清上述问题，才能穿越市场下行周期，拥抱2030年后光伏需求的再次爆发（至2035年前后每年2000-3000GW左右）。

（3）国内的产品及市场方向侧重于大型工商业分布式市场。

从当前光伏新政的变化来看，受影响程度最大的是原先采用全额上网、固定电价模式的电站，这既包括集中式，又包括大量的户用分布式和一般工商业分布式。只有主体资质较好、负荷稳定的大型工商业分布式及一般工商业分布式，在光伏新政的变化中，受影响较小。对于无法通过电池技术转型HJT跳出TOPCon产能过剩陷阱的企业而言，似乎也只有通过产品更贴近于市场而获得发展。但遗憾的是，这一策略对于任何光伏企业而言，都是可以实施的，没有壁垒，并且，大型工商业分布式光伏与集中式光伏的产品没有本质差异。所以，即使选择大型工商业分布式市场，似乎也不能帮助现在的TOPCon企业走出产能长期过剩的困局。

2.光伏EPC企业

面对“电力市场进入现货时代、光伏全面参与电力市场”后的时代，光伏EPC企业核心要抓住三个问题：（1）市场在哪里，（2）如何顺应“BOS成本挤水分”的趋势，（3）在产品形态上如何实现差异化？SOLARZOOM新能源智库给出以下建议：

（1）从集中式、户用转战大型工商业分布式市场。

从集中式、分布式光伏新政来看，毫无疑问，电站IRR最不受影响的就是采用“自发自用、余电现货交易”模式的大型工商业分布式。我们从《分布式光伏开发建设管理办法》2024年10月的征求意见版和2025年1月的正式版对比可以看出，大型工商业分布式原先是只有“自发自用”模式的，后来才增加了“余电参与现货市场”的表述。由此可见，一定是参与征求意见的电站运营商提出了这一修改意见。也就是说，有电站运营商将大型工商业分布式光伏作为未来的重点发展方向。因此，我们的第一个建议就是，转战大型工商业分布式。

（2）主动拥抱BOS降本的不可逆的历史趋势。

BOS降本其实包括四块：一是降低路条费，二是降低采购成本，三是降低融资及垫资成本，四是降低自身要求利润率。

之所以BOS成本必须要下降，原因是：光伏全面拥抱市场化后，每年在“参与机制电价竞争、与电力用户签署中长期双边协议、于中长期月度分时段集中竞价市场上竞争电价”的过程中，2025年6月的电站是与2030年6月、2035年6月的电站同台竞技的。EPC企业自己不降本，那电站运营商就暂时不投资电站，结果还是倒逼EPC企业降本。

所以，EPC企业，只有拥抱这一不可逆的趋势，不抱任何幻想，苦练内功，方能存活。EPC企业在商业模式上，也必须重新设计。如何在低路条费时代拿到好的项目，到底该如何打动大型工商业电力用户，这是一个值得思考的问题。

（3）探索包含储能在内的综合能源解决方案

光伏发电参与市场化交易，且电力市场现货化后，在没有实施过分布式光伏项目的用户侧做储能，其收益相比过去是在扩大的。用户侧储能可以通过现货交易在午间购电，其在傍晚售电的价格则是以中长期电价为基础进行加价的，故而，用户侧储能既可以享受现货交易导致的中午电价下降，又能通过跨市场套利享受“现货-中长期”电价差。

光伏EPC企业，若能顺应本次行业政策调整带来的调整，并在产品上苦练内功，研究用户侧储能的商业模式，积累客户，则待储能市场化政策完善、收益率满足后，就能第一时间把握住机会，通过分布式光伏+分布式储能，为客户提供综合能源解决方案。在探索用户侧储能、分布式光储项目商业模式探索的过程中，应特别注意储能的调度及策略问题、光储及用户间的电价结算问题等。

3.光伏电站运营商

进入“电力市场进入现货时代、光伏全面参与电力市场”后的时代，SOLARZOOM新能源智库给光伏电站运营商的建议如下：

（1）重新构建收益率测算模型，以成本加成法去计算长期合理电价，再反过来计算当前的项目IRR

在光伏全面参与电力市场后，2025年、2030年、2035年的项目将同台竞技PK收益率，故而，最终的电力供应曲线将会以不同时期的光伏项目获得合理回报下的电价为依据。这也意味着，现在要实施项目，就必须以各环节“水分”被挤干为前提，这样的电站才能在长期处于不败之地。光伏电站运营商的新模型中，应当基于光伏组件中上游每个环节的成本，加上BOS系统中每项物料的成本，再加上利率有竞争力的建设期融资成本，以及“零”路条费，换言之，电站收购价必须要小于等于2元/W，而非现在的接近3元/W。此外，计算未来长期的合理电价时，应按照6%而非7-8%的水平（6%是保证当前电站长期竞争力的要求IRR）去反推电价。原因是，历史上出现过央国企电站运营商以6%的IRR做项目的场景，虽然现在的要求回报率恢复到7%以上了，但在未来10年、20年中，非常有可能再次出现央国企以很低的要求IRR做项目的情况出现。电站运营商应将“不超过2元/W的系统成本，加上6%的要求IRR”反推出的电价带入模型，作为未来不确定的机制电价的估计值，再计算现在的实际IRR。若这个水平特别低，并且远低于当前要求的IRR，那么就应该停止实施光伏电站。若不采用这种方法计算模型，光伏项目未来的电价就有可能显著低于预期，项目的实际收益率也会低于预期，对于央国企电站运营商而言就会面临资产价值的贬值。

（2）拥抱大型工商业分布式，并以此作为切入电力用户的法门

电站运营商过去将电力出售给电网，未来参与电力交易，自然要以电力用户为目标客户。拥抱大型工商业分布式项目，不仅能在当前集中式光伏电站IRR大幅下降时寻找投资的出路，还能为未来的电力市场化时代，找到集中式电站的电力销售通路。

既然，当前电力用户参与中长期电力市场的最优降本方案是与光伏风电企业签署双边协议，那么为什么电站运营商不通过大型工商业分布式光伏与电力用户其绑定25年的服务关系呢？大型工商业分布式光伏运营商或许只能用分布式资产为该电力用户提供10%的电能量，但其背后放大出的是电力用户剩余90%的电能量所对应的集中式电站资产。

（3）深度服务电力用户，提高中长期双边协议的占比，在让电力用户降成本的同时提高电价。

在电力市场现货化的初期，大量电力用户的中长期交易是以高昂的、全年一致的中长期电价签署的。上文的分析显示，采用时间拼盘策略、发电类型拼盘策略的电力用户，其中长期电价相比与火电运营商签署中长期双边协议（原始策略）的会低不少。这一价差，为集中式电站运营商提供了市场空间。若能与电力用户谈定“比火电企业价格低、但比新能源机制电价高”的中长期双边电价，并为客户提供能源拼盘服务，就能实现双赢，并从火电运营商手中，争夺到宝贵的电力用户。

（4）探索第三代能源的完整技术方案及商业模式

当前光伏参与市场化交易，且电力市场化进入现货时代，这两大趋势的出现，使得运营商开始得提前布局储能商业模式，除此外，还应开始提前研究氢能、氨醇。在25年后，若第三代能源全面取代化石能源，光有光伏和储能是不够的，还需要氢能、氨醇作为电力的长时间、低成本存储介质。若没有氢能，电力系统中是必须要有火电作为备用的。有了低成本的氢能、氨醇，火电在长期则是完全可以被替代的。能掌握第三代能源的完整技术方案及商业模式，就能率先拥抱第三代能源时代。

（5）耐心等待更好的时机，届时再加大光伏电站资产的配置

光伏新政出台后，面对“光伏BOS环节系统成本还没有挤干水分”的大势，大规模实施光伏电站并非是一个很好的策略。耐心等待EPC环节的出清，等到电站收购价格降低至2元/W后，再大力出手，全面配置市场化时代的优质集中式光伏资产，这才是电站运营商的上策。