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电站投资方要赚钱，用户端要便宜，又要市场化，能做到吗？
发布时间：
2025-12-10 00:00
电站投资方要赚钱，用户端要便宜，又要市场化，能做到吗？
历史的一粒灰，落到光伏投资人头上，可能就是一座山。
2025新能源风电、光伏、储能行业的主旋律强哥总结出来就六个字，“市场化”，“反内卷”。经历了2023年的暴涨、2024年的洗牌，再到2025年的重构，新能源已经从政策驱动走向市场博弈的新阶段。风电、光伏、储能等产业链在过去几年高速扩张，产能过剩、价格下滑、项目收益缩水，而国家出台的“136号文”及其配套细则，成为行业进入“市场化深水区”的分水岭。
目前，全国已有28个省市陆续出台136号配套实施细则，核心目标就是让新能源摆脱靠国家“喂奶”的婴儿模式，让市场去反映供需、调节价格，倒逼整个产业链走向高质量发展。但在这场变革中，它的底层逻辑，以及非常现实的问题浮出水面——电站投资方要赚钱、电网要收“过路费”、用户还要用得便宜，上面想通过”市场化“来平衡众参与者的利益关系
一、电力市场的“不可能三角”：既要、又要、还要
电力市场改革，绕不开一个经典的矛盾：
要市场化，让价格真实反映供需关系；通过市场化让行业高质量发展，优胜劣汰，从而防止”低价内卷“
要保障民生，让电价可控、不暴涨；虽然说这二三十年来，生活用电、农业用电并未随其他一样，价格飞涨，但是那也是多方在负重前行换来的”民生“
产业还要吸引投资，让电站能赚钱、可持续发展。从而才能保障良性循环。
这三个目标，构成了电力市场的“不可能三角”。任何一个国家在推进电力市场化时，都会面临这三股力量的拉扯。
市场化意味着价格波动，但电价又关系民生；
低电价有利于用户，却打击发电投资积极性；
而保障发电收益，就可能推高终端电价。
因此，真正的难题不是“放开价格”，而是如何用制度和机制协调三方利益，让风险和收益分配更加科学。
二、电站投资方：光伏电站不再是暴利项目，而是毛利长期资产
在新能源大发展的十年间，光伏、风电电站的投资逻辑正在发生变化。过去靠补贴和固定电价时代的“稳赚不赔”，已经一去不复返。如今电站投资人更关心的是——未来二十年的现金流确定性。
一个光伏电站的投资往往高达数亿元，回报周期5~10年。市场化后，电价不再固定，而是与现货市场挂钩。风光大发时电价可能跌至0.2元/度甚至负电价，用电高峰却能涨到1.2元/度，价差达到6倍。
电价的不确定性，使得融资难度加大、现金流波动剧烈。投资方希望电站能成为“优质资产”，但更希望收入稳定。
因此，成熟电力市场普遍引入两种机制来“兜底”：
容量市场机制：为电站的可调节出力支付“固定工资”，保障基本收益；
差价合约（CfD）机制：锁定一个行权价，当市场价低于它时，政府补差；高于它时，项目返还超额收益（也可以理解为目前的机制电价）。
这两种制度的目的很明确：让电站活得下去。因为如果发电侧普遍亏损，无人投资新电厂，供电安全就无法保障。
三、电网公司：不是“中间商赚差价”，而是“收过路费”
在电力市场化体系中，电网的角色也在重塑。过去电网既买电又卖电，既是“中间商”又是“价格制定者”，而现在，电网正逐步回归其本质角色——输配通道和系统调节者。
电网通过“输配电价”机制获得收益。所谓“输配电价”，其实就是电的过路费：
发电企业负责生产电能；电网负责把电送到用户手里；用户为传输服务支付一定费用。
电网的主要支出包括输电线路、变电设施、调度系统等固定资产投资和运维成本。国家发改委会定期核定输配电价标准，电网按规定收取，不得随意加价。
因此，电网虽然“收过路费”，但并不直接参与电价波动。它像“高速公路”，收的是通行费，而不是油价。
不过，这并不意味着电网没有压力。随着新能源装机的迅猛增长，电网面临巨额的并网投资与调节成本，尤其在消纳峰谷波动、跨省输送时，还要承担系统调频、调峰等服务。
因此，电网也在推动辅助服务市场建设，让储能、电源、负荷聚合商等共同分担系统平衡的成本。
四、用户端：既要便宜，又怕暴涨
对终端用户而言，市场化最直接的感受就是分时电价。
今年以来，全国多地实施了新的峰谷电价机制，白天光伏发电充足时电价下降，夜晚或用电高峰时电价上升，甚至出现了“午间谷电”的现象。
这让不少用户觉得自己“占了便宜”——中午用电便宜了。但从系统角度看，这其实是电价市场化的结果：价格信号反映供需关系，引导用户错峰用电。
然而，电价市场化也意味着未来可能出现“高价电”。当极端天气或新能源出力骤降时，现货市场电价可能短时飙升。
对于中小企业来说，这种波动可能直接影响生产成本。
所以，市场化的核心不在于“放开价格”，而在于让风险有人接住。
五、风险到底由谁来承担？
发电企业怕电价下跌、现金流风险；目前大家都在观望当中。
用户怕电价上涨、成本不可控（这里说的是工商业用户）
电网怕系统不平衡、调度风险（1192号文就是最好的说明，未来支持场景少打扰电网模式）。
要实现“既要、又要、还要”，就必须建立一套风险再分配机制。
在成熟市场，这套机制通过两种方式实现：
政策工具——容量补偿、差价合约；
金融工具——期货、期权等电力衍生品。
比如，一个新能源电站可以提前锁定一年后的电价，规避跌价风险，也就是中长期交易；
一个工厂则可以购买“看涨期权”，防止夏季高峰电价暴涨。
与此同时，售电公司、虚拟电厂、聚合商等新角色也在崛起——它们的任务就是把复杂的价格波动风险“打包消化”，通过聚合不同电源和负荷，实现风险内部对冲。这也是市场化改革的深层逻辑：电价可以波动，但风险不能无人承受。
六、分时电价、现货交易与新能源的“三角博弈”
市场化的最终目标，是让发电、输电、用电三方都能在价格信号中找到合理的位置。
发电侧：通过现货交易、辅助服务获取更多灵活收益。
电网侧：通过输配电价和容量市场保障稳定收入。
用电侧：通过分时电价、合同锁价、需求响应降低成本。
新能源在其中扮演“灵活参与者”的角色。
风光电站可通过中长期合同锁定70%电量，剩余30%进入现货市场“博价差”；储能则在“低价时充电、高价时放电”中赚取调峰收益。
这套机制的结果就是——
电价不再由国家统一定价，而由市场“算”出来；
高峰用电更贵、低谷更便宜；
储能和虚拟电厂成为电力系统新的调节力量。
写在最后：平衡的关键
2025年的136号配套政策，正是要在“市场效率”与“民生公平”之间找到平衡点。具体措施包括：
分层定价机制：对居民电价、工商业电价分层设计，保障民生；
区域分区市场化：各省分步推进现货市场，逐步放开；
容量与辅助服务市场建设：让电网平衡成本市场化分担；
新能源消纳与储能融合：推动“源网荷储一体化”，让储能成为价格缓冲器。
这些机制的背后，正是让市场去调节资源，让价格信号引导行为，让制度兜底风险。
当发电、输电、用电都在同一张市场化的棋盘上各得其所，电力，才真正成为中国经济高质量发展的“稳定底盘”。
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