在由SMM主办的2025（第十四届）SMM硅业峰会上，中国新能源电力投融资联盟秘书长 彭澎围绕“电力市场新规则下，高耗能企业机遇到来”的话题展开分享。

当前电力市场现状

电力供需关系发生根本性转变

从供应偏紧，到全面宽松；从以火电为主，到绿电优先；

从涨电价为主，到降电价为主；从单一供电模式，到多种模式并存。

2020 年至 2025 年，我国西北地区电力装机经历了爆发式增长和结构性变革，新能源装机规模和占比均实现跨越式提升，成为全国能源转型的核心引擎。

2020 年：西北五省（陕西、甘肃、宁夏、青海、新疆）电力总装机约3.2 亿千瓦，占全国 14.5%，其中新能源装机 1.2 亿千瓦，占比 37.5%。

2025 年：总装机突破7 亿千瓦（预计达 7.2 亿千瓦），占全国近 20%，五年复合增长率超 17%。新能源装机达4.5 亿千瓦，占比 62.5%，较2020 年提升 25 个百分点。

分省格局：新疆、甘肃、青海三足鼎立

1. 新疆：新能源第一大省

2025年 ：总装机达2.01 亿千瓦（全国第五），新能源占比55.7%（风电 4952 万 + 光伏 6286 万），成为全球最大省级新能源基地。南疆巴州、哈密等地建成多个千万千瓦级风光基地，特高压外送能力提升至 2500 万千瓦。

新疆未来前景可期，新疆电网将形成“内供七环网、外送五通道”格局。7月13日，我国目前最大的750千伏输电环网，历经十五年建设的新疆环塔里木盆地750千伏输电环网工程（以下简称“环塔工程”）也正式“合龙”，进入投运倒计时。

2. 甘肃：风光电与储能协同发展

2025年6月底：甘肃省电源总装机容量达10976.48万千瓦，其中，新能源装机突破7200万千瓦，装机占比65.64%，新能源装机主体地位进一步凸显。甘肃电力外送电量331.5亿千瓦时，同比增长34.6%。配套新型储能超 600 万千瓦，光热发电超 60 万千瓦，形成 “风光热储” 一体化格局。河西走廊风光基地外送能力突破 3000 万千瓦。

7月11日，甘肃电网新能源单日发电量达4.62亿千瓦时，首次突破4亿千瓦时大关，占当日全省总发电量7.72亿千瓦时的59.8%。当天，单日外送电量达2.94亿千瓦时。

3. 青海：清洁能源标杆

2020 年：总装机 4030 万千瓦，清洁能源占比 90.3%（水电1193 万 + 光伏 1601 万 + 风电 843 万）。

2025 年：总装机达7590 万千瓦，清洁能源占比 94.2%，新能源占比 72.6%（光伏 3800 万 + 风电 1713 万）。建成全球最大水光互补电站（共和 100 万千瓦），绿电外送江苏等东部省份超1 亿千瓦时 / 年。

电力市场的价格形成机制复杂

以省内市场为主：省内先尽量平衡；

省内电价基于省内基本条件：煤炭资源情况，风光水资源情况；

省间余缺互济：建立省间电力市场；

省内电价在逐渐受省外影响：特别是线路资源还是增加。

西部地区并不意味着电价更低

政府的目标：降低能源成本

能源价格牵扯很多

01. 电力与油气不同；

02. 油气价格跟随国际市场；

03. 很多行业改革，越改价格越高；

04. 电价却很难上涨。

三个政策交替作用：

分布式开发建设：

定义， 什么项目能算分布式项目（ 绿电直连有关）；

136号文：

定义， 能有什么样的电价；

绿证政策：

定义， 绿色权益能拿到多少。

局面：能源供给侧和消费侧的改革

政策释放快速且剧烈

时代的痕迹

2010-2020 补贴时代

1. 央国企在新能源方面并不积极；

2. 项目分配大部分由北京决定；

3. 市场需求小，地方政府没有以此招标，扩产较理性。

2021-2024 平价时代

1. 央国企疯了一样抢项目

2.地方政府发现新能源是肥肉

3.以此来招商

4.产能急速扩张

5.后续余震不断

2025以后 市场时代

1.审批制会长期存在

2. 差价合约

3.项目开发和运营难度成倍增加

4.投资企业需要适应

2025后市场时代

审批制会长期存在：无补贴时代，项目也不是想建就建，未来一样，zf不希望市场大幅波动，希望装机每年平稳增长；

差价合约：差价合约也是过渡手段，2028年，新能源稳定供电成本击穿目前电价后，形势还会变化；

项目开发和运营难度成倍增加：之前重开发，轻运营。电价没有区别的情况下，开发主要是靠找人；

投资企业需要适应：建立新的运营平台+人员培训。

深度分析项目所在地的电力市场

深度分析项目所在地的电力市场

未来主要是以省为单位的电力市场建设

分析各省的装机结构：未来装机的增长情况，严重影响供需关系，需端的用电其实更好预测；

项目运营：加强报价能力，主动配储将会出现，这部分储能可以安装在发电侧，尽量抓取晚高峰的电价；

项目开发：需求大的省份仍然是第一选择，不要害怕负电价，涨跌永远是对称的。

新电价机制下，怎么卖电是关键

分布式难以参与机制电量：

1. 自消纳比例想办法提升；

2. 用电时间段，转移到高电价时间段；

3. 挖掘用户的灵活性。

各省目前完成可再生能源消纳压力并不大，部分省份可以不设置机制电量：

蒙东已经宣布2025年不设置机制电量；多个省份达到30%之后不再新增。

2026年可再生能源消纳到30%的省份达到7个。

山东电力市场：每年100亿级别的差额补足

量大，价低：老项目多、发电小时数高、调整曲线是未来趋势。

2024年山东光伏现货市场均价0.169元/千瓦时，风电是0.267元/千瓦时。如果全部补到山东标杆电价，2024年山东光伏装机7613
万，风电装机2323万，发电量是光伏全年213亿千万时，风电全年541亿千万时，估算如果全部补到标杆电价，光伏补48亿，风电补
69亿，再去掉10%的市场化电价，再去掉分布式自发自用部分，差不多还是在百亿级别。

表面因为机制电价补助很高，这里面确实偷换了逻辑，就是如果没有这些新能源，山东还是用火电，还是要出标杆电价的钱。

新能源发展模式改变

新模式对用电侧非常有利

过去电费差距很小，未来电费差距很大

用电户通过电费，形成差异化的优势。

目前现货价格与零售价格之间有价差

几个省份的系统服务费 、 政府性附加费 、 上网环节线损 ， 加起来在0 . 0 4 - 0 . 0 6 元/ kwh ， 并没有市场上想象的那么高 ， 输配电价如果再有0 . 1 5 元/ kwh的话 ， 山东的深谷 、 广东的低谷 ， 都是0.2 - 0.3 元/ kwh ， 是能够跟0 电价或者低电价对应的 。 但是甘肃 、 蒙西都对应不上， 低电价时间段电价普遍仍然是0 . 3 - 0 . 5 元/ kwh 。 在这种情况下 ， 用电户建自备风光电厂的想法将越来越强。

发电侧、用电侧结合，提高消纳能力

虚拟电厂：

无论是源网荷储，还是绿电直连，都需要虚拟电厂模式，来调节。

分布式电源是发动机；

分布式储能+用户侧灵活性是调节阀

垂直无积灰

无积灰，无积雪

►无积灰损失，发电量年可少损失3~10%；

►无积雪损失，另积雪反射率提高，发电量可提升15%以上；

北欧、加拿大等地区为例，每年大于4个月的雪季，60%以上时间有积雪，发电量损失20%以上。

垂直安装投资回报更高：新疆为例

垂直组件安装方案限发电量情况：首年全年限电天数为278天，合计限发损失电量约为11402.6692万kWh。

增量配网新玩家，改变电力交易秩序

重点：

1. 增量配网内可以消纳分布式光伏；

2. AI可以更精细的管理工商业用户及充电桩这些用电设施；

空调用电持续拉高电网峰谷差，是当前深圳市虚拟电厂调控的重心

• 2023 年深圳市公共建筑空调负荷占全社会用电负荷比约 32%，总空调负荷占比可达 40%-50%，这也导致电力系统的负荷峰值往往与空调负荷峰值高度吻合。

• 截至 2024 年 6 月，深圳市机动车保有量约为 426.3 万辆，其中新能源汽车达 108 万辆，占全市机动车保有量约 25%。最高充电负荷超 1300 兆瓦，占深圳市最大负荷的比例超 6%。

用户侧灵活性--供冷供热

1、移峰填谷—降低运行费用

可充分利用谷电、弃电，调节系统运行策略，谷电、弃电蓄能、峰电释能，降低运行成本；

2、电网调峰—源·网·荷·储

同步电网辅助及分布式能源调配通过优化自身用电行为或时序、间接地改善电力系统的运行特性，为电网消纳高比例绿电、可再生能源等进行兼容、提供灵活便捷服务，同时给分布式绿电能、热回收等提供完整的服务；

3、为系统提质增效—稳定机组运行效率，提升系统综合能效

通过人工智能云平台控制技术，在低负荷或极端外部环境条件下，实现热/冷量的灵活蓄放，进行对设备能量的容纳或补充，使机组在整个运行周期内都处于高效生产状态，大幅提升系统、设备的运行效率及稳定性。

市场机遇

从能耗双控转为碳排双控

01.将逐步放开对高耗能企业的限制

特别是高耗能企业对绿电消纳有帮助的情况下

02.节能的优先次序将后置

允许系统具备一定的冗余

3. 使用绿电必然将有经济优势

单靠绿色无法大面积推广

高耗能企业对策

既要绿，又便宜：

1. 自建电站：

自投或者合资；

2. 售电结合：

中期内，电价下行趋势，售电有机会；

3. 自建配网

绿电直连、源网荷储。

融资计划

未来重资产以直接融资为主

1. 上市公司

2. Reits

3. RWA

资产估值变化

未来光伏的资产更加细分

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