电力现货交易并非洪水猛兽，能正面竞争才能打开天花板

电力现货交易并非洪水猛兽，能正面竞争才能打开天花板

当前行业对光伏参与现货交易存在认知误区，需基于市场真实数据进行辨析。本文通过具体的数据模型和市场分析，探讨了光伏参与现货交易的可行性，并对市场上的误解进行了回应。

本测算模型表明，当采用25%资本金杠杆时，结算均价只需达到0.36元/千瓦时，资本金IRR即可突破10%。该模型的核心验证点在于：午间光伏集中出力时段的低价能否被储能错峰收益平衡。

网传"24小时0电价"属特殊场景（如春节停工期间区域性电力过剩），非常态化现象。2023年现货市场数据显示，全国主要市场全年负电价时段占比不足0.3%。火电机组启停成本高昂，其报价需覆盖燃料成本（当前标准煤价对应发电成本约0.42元/千瓦时），物理特性决定其不会长期低价兜售电力。

其实电力现货交易不是洪水猛兽，来看下电力现货市场的真实统计数据。

图1

图2

图3

图4

（数据来源：《电力现货价格及风光储收入周报（2025年第8周：02.17-02.23）》）

10:00-14:00光伏出力高峰时段，现货价格通常下探至0.1-0.25元/千瓦时，17:00后随着光伏退出发电，火电主导市场价格回升至0.3-1元/千瓦时。

根据报告中的现货价格曲线（图4）显示，电力市场呈现明显的"光伏剪刀差"特征：每日9时起，随着光伏出力快速攀升，现货价格显著下行，并在9-17时持续处于低位；至傍晚18时后，随着光伏出力归零和用电需求回升，价格迅速反弹至日均水平，若叠加尖峰负荷，部分时段价格可突破400元/兆瓦时。

以模型1兆瓦光储电站为例，日均发电量3.8356兆瓦时中，3兆瓦时优先用于储能充电，剩余0.8356兆瓦时在7-9时参与现货交易。根据当周价格曲线，该时段成交均价约350元/兆瓦时，对应收益292.46元；储能系统于18时后放电2.7兆瓦时（考虑90%效率），按400元/兆瓦时均价计算可获收益1080元。合计日均收入1372.46元，折合度电售价0.358元，叠加绿证交易及尖峰时段溢价，实际可达0.36元/千瓦时目标。

需要说明的是，电力现货市场具有显著动态特征：不同季节的光照强度、用电需求波动将直接影响价格曲线形态，而储能规模化应用也会改变电力供需平衡。但本模型已充分验证，通过"光伏优先自充+储能错峰放电"的运营策略，既可实现电网侧绿电100%消纳，又能保障投资方10%左右的的资本金IRR。这种"双赢"模式证明，绿电项目的经济性天花板并非固定值，而是随着市场机制完善和技术迭代持续抬升，全面参与电力现货交易不仅不是对绿电发展的打击，反而真正的为绿电普及打开了无上限的天花板。

展望未来，随着电力市场化改革深化、储能成本下降以及碳交易体系完善，绿色能源产业正迎来价值重估的历史机遇。期待更多创新模式在神州大地绽放，为能源转型注入澎湃动力，共同谱写"双碳"目标下的光明篇章！