來源於 《財新周刊》 2025年07月28日第29期
文｜財新周刊 羅國平
6月底以來，光伏市場風雲突變，產業鏈各環節價格異動，多晶硅主力期貨合約在一個月內飆升80%，7月24日每噸到5.38萬元。
近年來股價跌跌不休的光伏龍頭股也集體蘇醒了。通威股份（600438.SH）、協鑫科技（ 03800.HK ）、大全能源（688303.SH）、新特能源（ 01799.HK ）股價一月內拉漲超過五成；隆基綠能（601012.SH）、晶科能源（688223.SH）、晶澳科技（002459.SZ）、阿特斯（688472.SH）等同期也“回血”了15%—30%。
激活光伏市場的動力來自“反內卷、去產能”的強力政策預期。多名行業人士對財新稱，6月底國家發改委派員前往光伏產業鏈一線調研各環節成本、價格，深入了解了業界低開工率、“卷”低價競標、踩踏式惡性競爭等現狀，光伏企業雖然想自發限價、控產量、清庫存等，但靠企業間協同自律十分困難。
7月1日，中央財經委員會第六次會議明確提出要治理低價競爭，釋放了明確信號。
7月3日，工信部召開第十五次製造業企業座談會，要求治理光伏行業低價無序競爭，多家龍頭企業的董事長或總裁參會；18日，工信部總工程師謝少鋒在國新辦新聞發布會上表示，接下來，將實施新一輪十大重點行業穩增長工作方案，着力調整結構、優化供給、淘汰落後產能。7月23日，國家發改委主任鄭柵潔主持召開企業座談會，表示將推動整治“內卷式”競爭，增強產業競爭力；24日，國家發改委與市場監管總局就《價格法修正草案》徵求意見，要完善低價傾銷認定標準。
這些舉措，推動資本市場的“反內卷、去產能”預期迅速擴展到鋼鐵、煤炭、化工、玻璃、金屬、生豬養殖、碳酸鋰等更多過剩行業，“政策市”概念股被更多地點燃。“市場把‘反內卷’解讀成給利潤、要漲價，商品被當成股票在炒，多晶硅就是‘反內卷’概念的龍頭股。”一位長期關注多晶硅的資本市場人士認為。6月初以來的各商品主力合約價格中，焦煤漲了77%，其中7月23日單日就漲11%；玻璃、碳酸鋰、螺紋鋼、生豬最高上漲44%、38%、15%、13%。
多晶硅期貨於2024年12月26日在廣期所上市，從6月底以來持續吸引券商、散戶以及產業等多方資本。不過沖入多晶硅市場的資金以短線為主，如7月23日，多晶硅期貨成交環比上一日漲67%至184.66萬手，但持倉降15%至33.5萬手（一手對應3噸多晶硅），以持倉計的保證金約需100億元。
中信建投期貨研究發展部分析師王彥青稱，光伏行業過剩產能的出清思路主要是“上游法治化限價、下游市場化出清”。7月中旬以來，市場傳出的行業自律措施之一是：光伏行業需以《價格法》等法律法規為依據，不能低於成本價銷售，而成本價最高為可覆蓋生產、折舊等的完全成本。
而光伏行業目前形成的一大共識是，要從最上游的硅料端“破局”，通過上游控產來控制下游的總產出。光伏產業鏈從上游至下游依次為硅料、硅片、電池片及組件，其中硅料指多晶硅基礎原材料，從硅礦冶煉而成的工業硅中提純而得。
上游的硅料龍頭企業計劃聯合成立平台型公司，承債式收購產業鏈中的過剩產能。多名了解該方案的人士告訴財新，若收購完成，該聯合公司將統一安排生產、銷售，協調開工率、產量、庫存等指標，推動行業消化庫存，實現供需的相對平衡，帶領行業進入良性循環。
截至2024年底，中國具備投產條件的硅料企業有21家，其中通威股份、協鑫科技、大全能源、新特能源、東方希望、亞洲硅業以及青海麗豪七家企業的產能佔比就在八成以上，產銷量佔比更高。在光伏各環節中，硅料的產業集中度最高，因而被視為相對容易協同整合。
“這是企業被市場逼到‘牆角’後，由具有話語權的當家人（創始人/董事長）主推的救急方案。”中國有色金屬工業協會硅業分會（下稱“硅業分會”）專家委員會副主任呂錦標對財新如此稱，他看好該方案的原因是企業主在強力推動執行，“虧了一年多，原來想低價清市場，但沒有奏效。”他呼籲企業應秉持“不做虧本生意”的理念，市場終要回歸基本面。
抓住新能源轉型之機的中國光伏行業自2020年起進入新一輪大發展，不少企業爭相湧入光伏行業，原料需求暴增，業界稱之為“擁硅為王”階段（2020—2022），超高利潤率吸引多地硅料產能快速上馬。據中國光伏行業協會（下稱“光伏協會”）統計，截至2024年底，中國具備投產條件的硅料年產能達到323.1萬噸，相較2020年的約40萬噸猛漲近7倍；中下游的硅片、電池片、組件的產能，則分別達到1349GW、1303GW、1157GW，較2020年都增長了4倍以上。
光伏協會的另一組數據顯示，中國的光伏產業鏈各環節的現有產能，幾乎是全球需求的2倍乃至更多，甚至能夠滿足十年後的需求。2024年，全球新增約530GW光伏裝機，對應硅料需求近140萬噸、組件需求約636GW；預計2025年全球光伏新增裝機570—630GW，對應硅料需求也只在140萬—160萬噸，組件需求約684—756GW。彭博新能源財經（BNEF）預計，光伏需求未來雖會持續增長，但增速將放緩，2025—2035年的年度增速將從兩位數降至約3.6%，到2035年全球新增裝機預計在約990GW、硅料需求約210萬噸。（詳見本刊2023年第35期封面報道《光伏沖險峰》）
中國光伏產業強勢崛起，從技術到產能均在全球最具競爭力，產能、產量都佔到全球市場的九成左右。但往國內看，這一行業陷入全虧損狀態也已一年有餘。2024年，中國硅料、硅片、電池片、組件四個環節的價格分別下降了40%、50%、40%、29%，紛紛跌破現金成本；2025年雖有震蕩回溫，但價格持續在成本線之下。（詳見本刊2024年第36期封面報道《光伏尋底》）
“現在是到了不得不採取行動的時候。”一名硅料企業負責人對財新稱。近期在政策信號指引下，硅料企業開始基於成本上調現貨報價，經銷商也在惜售，帶動硅片、電池環節企穩回調。硅業分會報告顯示，7月17日至23日，硅料成交均價來到4.38萬元/噸及以上，相比6月最後一周上調了約37%。“現在價格看起來還可以，但問題仍然很多。”一名硅料市場人士指出，當前市場實際交易的流通量很低，且部分企業看到價格向好就啟動復工，與行業限產保價的大目標“背道而馳”。
業內預期並不像資本市場那般樂觀。多名光伏企業人士表示，行業整合即便得以推進，也存在難以克服的自相矛盾：“反內卷”政策要求企業售價回歸成本線以上，讓企業有錢可賺；但價格回漲會刺激企業復工復產，產能收購價格就難以談攏。“現在還沒正式行動，市場就產生了如此高的預期，這樣的情況下，誰還願意被收購，最終如何去產能？”一名資本市場人士直言。
硅業分會7月18日發文解釋“價格不低於成本”行業規範：若企業長期庫存積壓，缺乏現金流支撐，將面臨停產風險，該規範可通過綜合成本優勢篩選出先進產能；產能併購，則是為從根本上杜絕硅料價格恢復理性區間後，落後產能再度復產的惡性循環；同時再從產品品質、能耗指標等對產業進行強制性規範，多舉措避免企業一味追求低成本而再度陷入“內卷式”競爭。
不過，此輪供應鏈漲價尚未傳導至下游，光伏組件的價格仍然僵持在0.7元/瓦以下。“組件肯定想漲價，但還得看終端用戶的接受度。”一位光伏企業銷售人員認為，而終端電站和電力市場對光伏漲價的接受度，又很大程度上取決於國資主導的電力系統能否算過賬。
多位了解產業的人士擔憂，期貨市場短時飆漲，只是資金超前買入對過剩產能進行宏觀調控的預期，並不代表市場上供需結構出現實質性緩解。若方案未能落地，硅料價格或斷崖式回落。“方案若能落地，價格就有望穩住，但關鍵是設計一個周全的機制，監督管控到位，確保方案能夠長期得到執行。”一位硅料企業高層認為。
“後續取決於‘反內卷’行動的落地情況，需要繼續觀察。”一位交易員說。市場多空博弈激烈：7月23日，多晶硅主力合約“炸板”，開盤觸及漲停之後掉頭回落；24日最高與最低價差近7000元/噸；25日先漲後跌，收盤跌5.1%至5.1萬元/噸。
中泰國際首席經濟學家李迅雷在 7月22日發布的報告中指出，這輪“反內卷”將不是疾風暴雨式的，主要目的是為避免地方重複投資帶來更嚴重的產能過剩；但需求不足是長期形成的結構性問題，非“反內卷”可短期解決。
王彥青認為，本輪“反內卷”應關注“有效市場”，希望依靠市場力量重建市場秩序。而在分布式光伏企業山東航禹能源公司執行董事丁文磊看來，此輪出清產能需結合政府“有形的手”與市場“無形的手”，在全國統一大市場建設的框架下，優化頂層規劃與產業發展。
國務院發展研究中心資源與環境政策研究所副研究員韓雪則建議，應把握好市場出清的節奏和政府干預的程度；同時引導企業更好地整合資源，在這一波淘汰產能退出之後，形成更好的產業結構和發展節奏。
巨虧倒逼整合
在硅料價格迅速下跌的2024年5月，硅業分會曾召開行業自律會議，呼籲各家將開工率降到一半。但當時手握大把現金的硅料企業都想“拼一下”，價格戰愈演愈烈。
硅價在2024年終被“攔腰斬斷”：年初最高達7.21萬元/噸，6月成交訂單最低下探3.7萬元/噸，較2022年底30萬元/噸高點下跌了近90%；2025年6月底，硅料均價約在3.44萬元/噸，低於約4萬元/噸的行業平均成本線。
2024年10月—12月，中國光伏行業協會、機電產品進出口商會曾接連組織三場自律會議，呼籲停止“內卷式”惡性競爭；12月初在四川宜賓舉行的光伏行業年度大會上，光伏協會牽頭33家光伏製造企業簽署自律公約，承諾自願控制出貨，簽署企業為此還繳納了押金，並自2025年2月後每月第一周定期開會，討論停產方案。
多位人士告訴財新，這些自律行動力度小，加上光伏下游環節分散，各企業庫存不一，“一體化”光伏企業在各環節的利益也不盡一致。為留有轉圜餘地，企業後來派出參會的一般也就是沒有拍板權的銷售總監等，各種自律談判並無實質性進展。
市場還一度傳出“收儲”傳聞：行業拿出數百億元資金，收掉過剩庫存，但因缺少資金、企業間未形成共識而不了了之。
光伏庫存越累越高，到2025年6月底，全行業折算成硅料的庫存就有四五十萬噸，可供消耗三個多月。“老庫存跟新產品也在打架。”前述硅料市場人士稱，客戶買新不買舊，但堆在全球各地的庫存太多，只能降價促銷，倒逼其他廠商跟進，“最終導致新產品也賣不上價格”。
儘管企業已調低開工率，但庫存變化並不明顯。2024年，硅料行業開工率從上半年的98%到年底僅剩43%，而2025年跌至40%以下，遠低於製造業開工率至少75%的健康水平。據BNEF光伏分析師譚佑儒估計，為了消庫存，讓市場回歸平衡，硅料全行業開工率不能超過三分之一，且要維持一段時間，“但很少有上市公司，尤其是龍頭企業，有戰略決心在一個季度乃至更長時間保持低開工甚至不開工狀態”。
據硅業分會統計，2025年上半年，國內硅料產量約59.6萬噸，同比大幅減少44.1%。截至7月中旬，在產硅料企業數量減少至9家。虧損重壓之下，2024年以來停產企業就有9家，其中今年上半年4家。
2024年1月，新疆中部合盛硅業多晶硅廠區。
BNEF報告還顯示，為應對危機，光伏製造商紛紛減產、降本，並大規模裁員。如隆基綠能在2024年裁員近3.7萬人，占年初7.5萬員工總數的近半數；天合光能、晶科能源、晶澳科技同年的裁員規模也在26%—41%。
據財新了解，硅料產能最大的通威集團董事會主席劉漢元，在今年“五一”之前拜訪多家同行老闆，呼籲共同減產、“一起扛一扛”，此後他的思路轉向聯合併購整合。在6月11日—13日召開的光伏年度大會SNEC國際光伏與儲能展覽會上，第二大硅料廠商協鑫集團董事長朱共山透露，公司正與通威股份聯手，推動行業產能整合。目前兩家企業市佔率共約45%。
呂錦標還對財新透露，6月25日，在2025年中國（樂山）硅產業鏈發展大會上，收購企業跟被收購企業已經達成一致意見：“應該想辦法了，不應僵持不動。”
“新方案的目標，是要將原來的‘戰爭’狀態，轉向新的協商與合作狀態。”協鑫科技有關負責人也稱。
2024年，通威股份歸母凈利潤虧損70.39億元，為上市後首次年度凈利虧損；而在兩年前，其歸母凈利潤還在257.26億元。同年，協鑫科技虧損47.5億元；新特能源、大全能源分別虧損39億元、27.2億元。
其他環節中，2024年，硅片龍頭TCL中環歸母凈利潤虧損98.2億元，在所有光伏龍頭中虧損最大；此外，隆基綠能虧損86.2億元，晶澳科技虧損46.6億元，天合光能虧損34.4億元。到2025年上半年，通威股份預虧49億—52億元，TCL中環預虧40億—45億元，隆基綠能預虧24億—28億元，晶澳科技預虧25億—30億元。
2020年以來，這些光伏“頭部玩家”為提升自有供應保障能力，壓低整體成本，集體向“一體化”邁進。所謂“一體化”，是指至少在硅片、電池、組件三個環節實現大部分自供、小部分外采，甚至可能延伸至硅料環節。
在光伏頭部企業中“一體化”程度相對較低的阿特斯，2024年歸母凈利潤為正，僅下降約兩成至22.5億元。丁文磊認為，企業更應專業分工，在某一環節/領域推動技術升級、降低成本。
“一體化”教訓最慘痛的莫過於合盛硅業（603260.SH）。合盛硅業是硅料上游工業硅龍頭企業，在這一環節的市佔率約30%。2022年2月與2023年4月，合盛硅業兩度宣布豪擲共380億元，要在新疆分兩期建設年產共40萬噸的硅料產能，打通硅基全產業鏈。到2024年底，兩期項目顯示仍在建設當中，一、二期進度各在92%、65%，並已投出264.6億元；其中有一條10萬噸產線在2024年1月實現量產。
2025年上半年，數百億元投資未及產生現金流，疊加工業硅市場需求繼續走弱，合盛硅業資金鏈非常緊張，已在全球打包出售工業硅與多晶硅資產，7月16日宣布控股股東擬以26.3億元協議轉讓5.08%股份。
時間能否換空間？
近三年，1萬噸硅料的投資成本在5億—8億元，如以百萬噸過剩產能計算，涉及資產規模高達約700億元。
硅料環節整合方案的核心共識，是成立一個多方決策的平台式主體，收購過剩產能和債務，在金融機構的監督與支持下，開展行業自救。
呂錦標透露，這一方案思路目前在硅料龍頭企業中基本達成一致，被收購標的企業表態配合；金融機構也認為“承債式”收購的商業模式可行，願意參與組建新公司。
初步方案顯示，通過收購整合，標的企業產能退出，平台公司要對標的企業進行債務重組，職工及稅款債權、小額債權等予以優先現金清償，剩餘債權通過展期分批支付。
多位人士分析，這一方案的本質，是用未來良性循環實現的盈利分期償還過剩產能債務，“不流血或少流血”地出清產能，用更長時間消化陣痛。簡言之，用時間換空間。
“希望大家（過剩的落後產能）體面地離開，在拿到一定補償的情況下順利退出。”一位協鑫科技負責人曾在券商會議中稱。
計劃參與光伏產業整合的金融機構包括銀行併購貸款方、金融資產投資公司（AIC）、資產管理公司（AMC）等。據財新了解，金融機構主要參與兩部分工作，一是提供資金參與新公司設立，資本金占所需資金比重約在30%；二是作為被收購企業的貸款方參與債務重組，原有債權將由收購方通過新公司承擔。
前述協鑫科技負責人強調，初步調查顯示，很多被收購企業已陷入凈負債狀態，收購所涉股權佔比“非常小”，最重要的是債務承擔。
初步方案顯示，若硅料價格低於6萬元/噸，金融機構在每噸出貨量中可提取5000元“去產能資金”；若價格在6萬元/噸及以上，金融機構可在超出的售價部分中分得50%。“銀行願意配合，因為現在的市場形勢繼續下去，大概率形成大量壞賬，銀行本息都有風險。但承債主體變更、債務置換之後，壞賬就可能變成優質負債。”上述協鑫科技負責人透露，在與金融機構初步溝通後獲得了積極響應，而被收購企業也願意參與重組，避免“流干最後一滴血”。
他進一步指出，為快速遏制當前行業過度“內卷”的狀態，硅料領域有兩件事必做：降產去庫存與去產能，只改善一端都只是短期行為，都難以推動行業中長期良性發展。
參與成立收購主體的硅料龍頭企業，則需繳納資本金，承擔相應債務與股權義務，並給出承諾與補償；同時還需引入約束與監督機制，根據債務與股權承擔情況，確定生產配額。目前，龍頭企業在平台主體的股權佔比等核心條款還在探討中。
市場關心的一大問題在於，“屠龍的少年如何不變成惡龍？”多位接近整合方案的人士強調，該方案是為提高行業凝聚力，並已參考了下游意見，不會“哄抬價格”，承諾以銷定產，不給行業增加庫存；此外，這一新設聯合主體不會無限期存在，待價格回升、債權收回、目標達成之後，即可進入退出機制。
這樣的行業價格同盟式的組織是否涉及壟斷問題？清華大學國家戰略研究院特約研究員劉旭向財新分析，若光伏企業之間的合作是為提高集中度，收購過剩產能，同時償還相關債務，則國家市監總局可能根據《反壟斷法》第二十條予以批准。此外，相關合作不應涉及劃分地域市場、客戶，不能用於串通投標，也不應直接干預產品定價。
《反壟斷法》第二十條規定，若經營者能夠證明所達成的協議是為緩解需求嚴重下降或者生產明顯過剩等供需結構嚴重失衡及由此引發的“內卷式”競爭，且協議不會嚴重限制市場競爭、能使消費者分享由此產生的利益，則可不適用有關禁止壟斷協議的規定。
據財新了解，目前該方案的時間表是在今年9月—10月出台初步方案，年內實現初步閉合，即簽訂收購協議，股東完成出資。但市場多方對方案能否出台與落地，目前還是“心裡沒底”。
“扯皮的事不會少。”一位產業分析師認為，該方案很難就資金管理、利益分配、股本結構等達成一致，且如何滿足資金的投資收益率、如何退出等細節也有待明確。水泥行業曾在需求不佳的2017年探索“去產能”基金，但當時行業盈利好，企業動力不足，誰出錢、出多少錢、收哪些產能、收購價格等都很難談成，且各區域過剩等情況不同，最後無疾而終。
“光伏這一輪的擴張很特殊，幾乎都是優質產能過剩。”呂錦標稱，大部分硅料產能是在最近兩三年上馬，技術、設備、配套、標準等都很接近。BNEF則將光伏稱為“經常陷入產能過剩的‘大宗商品’”，不易劃分先進與落後。
呂錦標進一步解釋，當前的產線普遍實現了模塊化、智能化，可停產等待價格回升，也很容易陷入“價格一起來就產線復開，價格戰打了白打”的困境。因而只能淘汰現金流緊張的企業，但現實是，負荷越高的企業的現金流反而惡化更快，產業發展如此惡性循環。
因此，新方案要求對收購產能的價格“一視同仁”，且全部硅料企業都要進入新公司，否則無法長期地統一調控生產指標。“這個方案會談得很漫長，因為被收購企業只要有幾家談不成，就形不成方案。”知情人士稱。
多位人士也向財新分析，各家有各自的戰略規劃，現金儲備等情況也不同，技術路線乃至生產成本存在一定差異，如何定價是難題所在。
一位硅料貿易商指出，當前光伏資產的市場定價是“（投資總成本的）一折都不一定有人要”；此外，各家加速“出海”尋找新市場、落地海外本土化投資，這使得國內產能過剩問題會更嚴重，資產預計越來越便宜。
誰願“割肉”離場？
儘管虧損一年有餘，業內尚無上規模的光伏企業願意“割肉”出售資產，更不會輕易徹底離場。“光伏企業的生命力比大家預期的還要頑強。”譚佑儒稱。
與前幾輪光伏周期相比，本輪過剩產能規模更大，牽涉主體與利益更錯綜複雜，出清難度與所需時間也隨之增加。一位行業資深人士指出，光伏產業可快速拉動GDP，大批資本跑步進場。“各方一拍即合，不顧產業正常發展規律，本來可能10年的發展空間，一下子縮短到只有兩三年。”
前述硅料市場人士介紹，在各地實操中，光伏廠房多由地方政府代建，生產設備只用支付10%—20%定金，設備可抵押給金融機構或租賃公司再融資；企業還可從政府拿到補貼，並在政府擔保之下拿到低息貸款，自己只需支付輔材、工資、設備租賃費等現金流支出，“有的甚至用不到5%的自有資金，槓桿了100%的投資資金”。
譚佑儒指出，出清產能主要有三種路徑：一靠兼并重組，但市場關注的通威股份合併江蘇潤陽新能源科技股份有限公司（下稱“潤陽股份”）案例沒能落地；二靠收縮銀根，但當前銀行比較審慎，國資“輸血”案例也不少。最終，在需求增長緩慢但已建成龐大的先進產能的情況下，或獨剩市場競爭出清方式。“競爭性淘汰必然慘烈，但這種痛苦卻不可避免。”
2025年6月13日，上海，SNEC第十八屆國際太陽能光伏展上的通威股份展台。
2024年6月15日，上海，SNEC第十七屆國際太陽能光伏展上的潤陽股份展台。市場關注的通威股份合併潤陽股份案例沒能落地。
盲目跨界者最易被淘汰，2024年就有大批跨界企業“割肉”離場，進入2025年，服裝上市公司棒傑股份（002634.SZ）易主，ST旭藍、ST嘉寓等更多上市公司退市，中國樂高、益智玩具廠商ST沐邦（603398.SH）則處在退市邊緣，電氣機械和器材製造企業ST聆達（300125.SZ）、設備廠商華東重機（002685.SZ）等進入破產重整，這些企業幾乎都受到了投資光伏的拖累。
有的光伏企業還在苦苦支撐，典型案例如上述潤陽股份。該公司曾為全球前三出貨量的電池廠商，2021年以保障供應鏈為名闖入硅料領域，在寧夏、內蒙古分別有5萬、8萬噸硅料產能。但據財新了解，潤陽股份硅料廠房設計、配件與生產方式等與頭部企業有差距，生產成本高於行業平均，“產一噸虧一噸”。截至2024年底，潤陽股份負債總額高達290億元，公司估值從2023年的400億元跌至僅剩80億元。“資金來源是投資人和銀行，虧損後利息都補不上，還有供應商欠款。”知情人士稱。
潤陽股份多次嘗試自救。通威股份在2024年8月宣布擬以不超過50億元收購潤陽股份51%股權，但歷經數月盡調與談判後，在2025年2月官宣終止了這一意向性投資。今年2月至7月，共七家設備廠商“債轉股”，承接了潤陽股份部分債權；對價是對賭潤陽股份在2028年底前完成上市或併入A股上市公司。
2024年，鹽城市國資江蘇悅達集團有限公司（下稱“悅達集團”)對其追加投資10億元，以35.6%持股變成單一最大股東，接下董事長一職，還給到拆借款、供應鏈墊資、融資擔保等數十億元。
多位人士認為，當前同質化嚴重，對潤陽股份較好的解決方案是關掉缺少競爭優勢的電池產能，並將硅料廠減值賣掉。
多地都在學習“合肥模式”，即政府以投資形式推動構建產業集群，推動地方產業轉型升級；處在這類集群式中的產能相互咬合，出清難度也高。鹽城從無到有地搭建了硅片、電池、組件、逆變器等光伏產業鏈條，吸引了通威股份、阿特斯、天合光能等頭部企業入駐，也吃到了此輪光伏大爆發紅利。
另一家同樣被國資接管的二線廠商，是組件出貨量全球前十的一道新能。該公司2018年8月在浙江衢州成立，穿透後的第一大股東原是央企三峽資本；但2024年8月IPO闖關失敗之後，三峽資本有意退出，當地國資衢州工業控股集團在2025年4月接盤，從三峽資本手中收購了17.46%股份，謀求後續上市再融資。
不過，潤陽股份與合盛硅業已經表態願意出售硅料基地。但多位人士指出，硅料環節投資高，股東是大金主的不少，因此“耗得起”，被收購意願並不強烈。比如，新疆其亞的股東其亞集團主業是電解鋁行業，新特能源的控股方是輸變電龍頭特變電工（600089.SH）。
廈門建發、浙商中拓、越秀等供應鏈金融企業可以拿到低息貸款，幫助企業墊資，成為資金“放大器”，深度參與了此輪光伏擴張。“現在產業、金融機構以及各類金融模式都在演進。”前述硅料市場人士說，“用過去的方法已經治不了現在這麼複雜的病。”
曾是中國最大光伏企業的無錫尚德太陽能電力有限公司（下稱“無錫尚德”）正在被二次重組：2024年12月先被福建廈門老牌國企、供應鏈金融公司廈門建發集團（下稱“廈門建發”）託管；2025年7月廈門建發退出，弘元綠能擬參與其預重整。其中，無錫尚德有品牌與訂單，也有網絡銷售與經銷商渠道，但缺少資金無力投入生產；而弘元綠能沒有品牌，只能做代工。
廈門建發作為債主方，還在2025年2月成為另一家光伏企業中利集團（002309.SZ）的第一大股東。中利集團因戰略失誤虧損多年，到2023年1月被申請破產重整。廈門建發旗下建發股份（600153.SH）與中利集團自2020年開始在光伏業務領域開展合作，建發股份負責上游原材料採購，並交由山東、泰國基地加工、生產，再利用中利集糰子公司騰暉光伏的品牌、渠道，完成產品的出口和境外銷售。
地方政府參與光伏產業的模式應謹防後續潛在的金融風險。韓雪建議，地方政府支持產業，要在投資與行政之間做好隔離；接下來要加強市場與金融監管，如規範地方城投與投資基金的投資領域、範圍、槓桿、准入等，避免以市場化方式投資但又附帶了諸多行政干預。
“為什麼買貴的？”
“上游每個環節都要掙錢，想把成本轉嫁給終端，但現在需求很難創造。”前述硅料貿易商稱。
2025年1月—2月，國家能源局連發兩份重磅文件，第一份以5月1日為節點，在此之前併網的工商業分布式光伏才可全額上網，被稱為“430新政”；第二份文件主要是為了推動新能源上網電價全面市場化，以6月1日為節點區分存量與增量項目，此後的增量項目需要競價上網，業內稱之為“531新政”。
光伏領域隨之出現搶裝潮。2025年前五個月，中國光伏新增裝機容量197.85GW，同比增長150%。但這是透支後期需求。光伏資訊機構InfoLink介紹，近期國內訂單交付以前期補裝項目為主，大基地項目尚未開展，需求整體走弱。2025年6月，中國光伏新增裝機14.36GW，環比5月下滑85%。
新政實施之後的電量、電價均不明確，這對央國企也意味着收益不明。“由於沒有固定機制電價，現在IRR（內部收益率）沒法計算，這種情況下成本能省則省。”前述資本市場人士稱，新能源消納水平不高，算上限電率，終端電站的收益率更無法滿足央企內部核准條件，央國企對新光伏項目的核准也就更為謹慎。2025年過半，央企批准的新項目仍然少見，並將影響到2026年需求。
多位人士認為，電源側投資速度超過電力需求，電網與調節能力的建設也跟不上光伏產能增長，在供過於求的情況下，結算電價預期進一步走低，近期的電力現貨市場、省間電力交易價格已加速下滑。2025年上半年，全社會用電量增長3.7%，同比2024年上半年的增速下降了4.4個百分點；期內，據電力現貨交易服務商蘭木達數據，電力現貨市場正式運行的五省份（廣東、山東、山西、甘肅、蒙西）與省間電力現貨市場，除甘肅價格上漲外，其他市場價格均在下降。（詳見輔文《為何不缺電？》）
韓雪預計，今年下半年到明年全年的光伏產業將處在回調期，需求增長整體放緩。
譚佑儒認為，2025年下半年的國內需求將以大型地面電站為主，海外需求整體平穩，目前沒有出現會超預期變化的變量。“考慮到庫存的體量，當前短期報價波動、成交低迷之後，最終還會回到基本面，進入緩慢的震蕩下跌通道。”他預計，激烈的價格競爭至少持續到2026年。
王彥青進一步介紹，美國總統特朗普並不支持成本偏高的新能源發展，歐洲也在將環保的重要性往後移，海外歐美兩大市場增長放緩。另有負責海外業務的人士介紹，當前國內醞釀漲價、取消退稅等消息，已經傳導到海外客戶，影響尚未凸顯。不過國內廠家由於不知道出口退稅會在何時結束，並不敢在當下多簽海外訂單。
2024年11月，中國光伏行業出口退稅率從13%調降至9%。丁文磊支持儘快取消出口退稅，以此為引擎推動行業價格回歸理性，抑制以國內虧損生產“輸血”海外謀取退稅的短期行為。
硅業分會預計，考慮到國內三家頭部企業個別基地復產以及部分新建產能釋放，下半年硅料產量約75萬噸，全年產量在135萬噸左右，還將繼續累庫。
前述硅料企業高管指出，供需關係才是決定商品價值的核心，儘管有系統性的長期需求，但當前很明確的信息是——供應嚴重大於需求。“光伏遲早是要整合的。”
“硅料價格雖已上漲，但基本面支撐薄弱，供需尚未實質性改善。”硅業分會也認為，硅料市場要回歸理性發展，還需自身供應收縮、下游接受度提高、市場預期改善等因素綜合作用。
但當前，硅料、硅片希望往下傳動漲價，而終端組件廠卻持續“悲觀”，只能自己消化上游漲價帶來的成本。“現在市場上的項目少，誰也不願意因為價格而丟掉有限的訂單，只能自己扛。”前述硅料企業高管稱。
“如果供應端不解決產能過剩問題，往後端傳遞漲價的動力不大。”一位電力央企人士告訴財新，近期就有亟待去庫存的光伏企業表態願以0.6元/瓦給其供貨，“那我們為什麼要去買貴的？”
特別報道之二｜為何不缺電？
2025年7月6日，貴州黔西，文峰街道境內的“西電東送”變電站和電力鐵塔。圖：周訓超/視覺中國
文｜財新周刊 趙煊
進入盛夏高溫季，“尖峰負荷、缺電、高價電”本是往年常見詞，然而今年各省份電價卻接連走低。
作為全國第一用電大省的廣東，今年7月的現貨市場電價已多次跌穿0.3元/千瓦時（度）。7月21日，廣東現貨電價跌到當月最低點——日前加權平均電價0.2377元/度，相當於當地燃煤標杆電價0.453元/度的一半。
廣東最大電力上市公司粵電力A（000539.SZ）2025年上半年凈利同比預降約96%。“電價大幅下降，疊加西電增送、機組投產因素，2025 年廣東電力市場競爭加劇。”粵電力A管理層在接待投資者調研時說。
進入2025年，各地電力價格信號顯示市場總體進入供需寬鬆周期。不僅在華南廣東，還有華東的江蘇、山東，西北的內蒙古、甘肅等地，諸多因素促成了這波電價下行潮：電力體制改革進一步深入、區域聯通加強、電力現貨市場試點全面鋪開；新能源裝機仍在大幅增長；煤價回落帶動火電邊際成本下降；同時，受出口走弱與製造業產能調整等影響，電力需求增速放緩。
電價下行，有利於用電主體尤其是工商企業降低成本；但發電側需重新審視長期投資和運營的商業模型。作為現代工業的引擎，電力部門正在向融合新能源的新型電力系統加速轉型，電力供需與市場結構亦隨之重構。
歷經大規模、跨越式發展之後，新能源投資在回歸理性，發電側市場競爭日趨激烈，發電企業必須關注全生命周期的成本挑戰。同時，在新能源全面入市、收益前景不確定的背景之下，電站投資商也不得不錙銖必較。
發電央企國家電投集團連續兩年提出“一分錢行動”——發電業務度電成本同比降低1分。2024年，該集團度電成本同比降低2.67分/度；2025年要求“再降1分錢”，並多次對內強調“過緊日子、增收節支、降本增效”。
在用戶側，電價變化也在逐步呈現。資深電力交易市場人士趙克斌對財新表示：“以甘肅電解鋁企業為例，三年前的中長期電價約每度電0.36元，如今降到了0.24到0.25元，相當於降了一毛多錢。”他補充說，加上輸配電費和各類附加費用後，終端用戶的到戶電價也從過去的每度電0.45元降至目前的0.42元。
電價在跌
“電價在跌”，是各地電力市場在2025年普遍的感知。
據電力現貨交易服務商蘭木達數據，2025年上半年，電力現貨市場較早轉入正式運行的省區中，除蒙西均價略高於燃煤發電基準價外，其他市場均價遠低於燃煤發電基準價。而蒙西的價格下降也相當顯著，同比大降47.17%。廣東的實時價格在各省份中最高，但近七成的現貨實時電價在0.25—0.4元/度的中低價區間。
在電力市場中，現貨交易主要是價格發現的作用，引導中長期成交價格與其趨近；中長期交易則起平衡長期供需、穩定市場預期的作用。
即使在中長期交易中，廣東年度電力長協交易均價已連續兩年走低，2025年為0.39186元/度，而2024年、2023年分別為0.46562元/度、0.5538元/度，兩年長協價降幅累計近30%。
廣東燃煤標杆電價0.453元/度，為全國最高。廣東電網公司數據顯示，截至2024年底，廣東累計發電裝機容量達2.23億千瓦，同比增長約15.5%。其中，火電裝機佔比約五成。由於2022年前後的電力供需緊張，以廣東為代表，多省份煤電經歷新一輪擴張；而廣東在“十四五”期間新核准煤電裝機數量居全國第一，並陸續在2024年和2025年投產。（詳見本刊2022年第38期《煤電又開閘》）
當前，廣東省內發電裝機增速大幅高於需求增長。其中新能源增長迅猛，截至2024年12月底，廣東風電佔總體電力裝機規模的8%，光伏約佔18%。其中，光伏同比增速達70.5%。
除了省內新增裝機，“西電東送”今年的增量也十分顯著。據華能水電（600025.SH）數據，因瀾滄江流域來水較多年平均偏豐一至兩成，該公司2025年上半年發電量同比增約13%，西電東送電量也同比增加。
廣東一季度用電增速則明顯放緩。據南方電網廣東電網公司數據，2025年一季度，廣東省全社會用電量1870.66億千瓦時，同比增長2.99%——但上年全年這一增幅有7.3%。
中國“外貿第一城”深圳的出口總額連續32年居內地城市首位，也是廣東用電量最大的城市，但2025年上半年深圳出口總值下降約7%。深圳是全球電子製造產業的核心樞紐，主要出口商品為第二產業中的機電產品，佔比超70%，包括手機、電腦、集成電路等。2025年上半年，深圳第二產業用電量增速下滑明顯，同比增速為2.5%——而2024全年這一增速為8.8%。
在另一經濟大省江蘇，2025年1月至7月，江蘇電力集中競價交易均價0.39066元/度，但6月成交均價大幅跳水，低至0.3128元/度，比江蘇煤電基準價0.391元/度還低了20%；7月報價又回升至0.3956元/度。江蘇的用電量增速也現下滑。2025年上半年全社會用電量同比增長3.31%，低於2024全年8.4%的增幅。憑藉快速發展的光伏，江蘇在2025年5月成為長三角地區首個新能源裝機“破億”的省份，新能源裝機在全省電源總裝機中佔比46%。
從南到北，電價下行不僅出現在沿海經濟發達省份，內蒙古西部地區的電價下跌曲線更加陡直。蒙西2025年的電力現貨市場出清均價由1月的0.344元/度逐月降至4月的0.153元/度，降幅高達56%。
過去三年，內蒙古積極引入對電力需求較大的晶硅光伏產業，並在包頭、呼和浩特等地培育產業集群。作為內蒙古最大的工業城市，包頭全社會用電量常居內蒙古自治區各盟市之首，與深圳等超大城市相當。在晶硅光伏產業拉動下，包頭一度經歷了全社會用電量高速增長，但如今部分產線停工、員工待崗，當地用電量快速回落。去年上半年，包頭還保持着兩位數的用電增速，但今年同期同比負增長0.67%。
與此同時，內蒙古當地的發電裝機高歌猛進，2024年新能源裝機達1.35億千瓦，是全國首個新能源裝機破億千瓦的省區，較2020年底增長170%。
但在包括內蒙古在內的西北地區，以新能源為主的“電力冗餘”現象突出。多名新能源行業人士告訴財新，今年上半年，甘肅河西、新疆部分地區的“限電率”高至40%以上。對於併網新能源項目，根據電網的調度要求，當用電需求小於發電供應能力時，發電企業必須使發電量低於發電設備的額定能力，該種情況稱為“限電”。
合力降電價
電價下行背後，是供需格局、市場機制與宏觀環境的多重變化。
“未來，外部貿易環境不確定性加大，疊加內部困難挑戰，經濟下行壓力依然較大。”財新智庫高級經濟學家王喆分析稱，2024年初至今，財新中國製造業PMI購進價格指數均值為50.2，出廠價格指數為49.3，價格水平低迷，且盈利遭擠壓，企業生存情況惡化，通縮壓力顯化；同時，國內有效需求不足，2024年初至今，財新中國製造業PMI生產指數均值為51.8，新訂單指數為50.9，前者明顯偏強。
“全國來看，供需寬鬆，煤價下降，疊加現貨市場的快速推進，導致了電價的劇烈下跌。”上海綠肆數創新能源科技公司技術總監龔昭宇說。
電力供應持續擴張，而用電增長趨緩，是壓低市場電價的直接推力。國家能源局數據顯示，2025年1月至6月，全國全社會用電量同比增長3.7%，其中第二產業用電量同比增長2.4%，而2024年、2023年這一增幅分別是5.1%、6.5%，第二產業用電量增長呈現逐年趨緩之勢。
與之對應，2025年，在光伏搶裝“531”節點的背景下，1月—5月，光伏新增裝機容量達近2億千瓦，同比增長約150%，5月單月新增裝機更是同比增長388%，加速擴張電源側的供應。所謂“531”節點，是國家發改委、國家能源局在2025年2月發布《關於深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（下稱“136號文”）明確，實施新能源可持續發展價格結算機制，以2025年6月1日為節點區分存量和增量項目，此後的增量項目需要競價上網。同時，該文要求各地於今年底前出台配套細則。目前，內蒙古、山東、甘肅等省份已出台配套細則或徵求意見。
新能源全面入市帶來的邊際電價下行，則是另一個結構性因素。在電力現貨市場中，新能源“零邊際成本”的特點，使得其報價顯著低於煤電、氣電機組，從而將系統電價整體拉低。
“隨着高比例新能源接入，目前現貨省份電能量市場價格普遍降至煤電標杆價以下，且整體呈持續下行態勢。”北京電力交易中心總經理謝開2025年6月在中國電力企業聯合會主辦的行業論壇上表示。
“電力市場的電源結構朝着新能源轉變，就會導致整個系統的邊際發電成本降低。在本身促進競爭的市場機制下，疊加供大於求的環境，形成降價合力。”龔昭宇說。
在山東，光伏出力最強的中午成為深谷電價時段，現貨交易市場“負電價”頻現。據蘭木達數據，2025年上半年，山東在負0.1至負0.05元/度的負價格區間持續時間最長，在現貨交易各價格區間中佔比超過兩成。而往年經常缺電的浙江，今年的電力現貨市場也多次出現負電價。“負電價是市場真實的短時供需反映。山東、廣東、山西等地也常出現負電價或零電價。”國網浙江電力調控中心人士在浙江電力交易中心7月的市場交流會上表示。在高新能源滲透率區域，這種現象未來會更加頻繁。
更關鍵的是，2024年以來，煤炭價格低位震蕩，減弱了煤電上網電價的成本支撐。近期，全球動力煤價格已跌至四年半的新低。截至2025年6月30日，秦皇島港動力煤5500大卡平倉價為620元/噸，較年初下降超過兩成。煤電企業成本也同步下降。
除了供需和成本的變量，電力市場化交易機制深度演進，電力現貨市場建設節奏明顯加快，2025年底將實現全國基本覆蓋。截至目前，山西、廣東、山東、甘肅、蒙西、湖北6個省級現貨市場及省間現貨市場轉入正式運行；浙江、福建、陝西、安徽、遼寧、河北南網6個省級現貨市場進入連續結算試運行；四川、重慶等13個省級現貨市場開展連續結算試運行；天津、冀北2個省級現貨市場開展模擬試運行。
電力現貨市場進入常態化運行，使得市場價格更“靈”，提升了電價對供需變化的敏感性，更有效地傳遞出價格信號。
與此同時，各省份之間電力市場的聯通也在逐步加深。6月28日，南方區域電力市場啟動連續結算試運行，這是國內首個連續運行的區域電力市場，交易範圍覆蓋廣東、廣西、雲南、貴州、海南五省份，日交易電量規模達38億千瓦時，超過英國、法國、德國三國用電量規模的總和，是全球規模最大的統一出清電力現貨市場。
國家能源局稱，南方區域電力市場是中國首個打破省級行政區劃限制，實現多省區電力資源統一配置的電力現貨市場，有助於更大範圍內優化電力資源配置、更好應對電力供需波動、更有效解決新能源消納矛盾。
“南方區域現貨市場將推動區域內各省份連接更強、電價博弈更充分，有助於推動區域內電價下行。”龔昭宇說，當前汛期內，南方區域省區普遍呈現電力供大於求狀態，比如廣西電力現貨價格7月前20天的現貨均價都不足0.18元/度，創下歷史新低。
新能源投資暫緩
電力市場價格頻頻“貼地飛”，新能源裝機項目回報率持續承壓，越來越考驗電源側的開發經營能力。
“新能源在現貨市場的價格降幅較大。2024年，在山西，光伏、風電的均價分別保持在0.16—0.17元/度、0.25—0.26元/度，今年這兩者分別跌到0.1和0.19元/度左右。”山西風行虛擬電廠研究院院長、山西電力市場監督管理委員會委員南豆告訴財新。
同時，由於新能源低邊際成本、高消納成本的特點，難以在邊際成本定價的市場中回收全部成本，其經營壓力日益突出。“2025年一季度，國家能源集團在現貨正式運行的甘肅、山西新能源電量電價僅分別為0.189元/度、0.228元/度，在此基礎上還要分攤費用1—3分錢。”國家能源集團電力營銷中心董事長陳旭偉在前述中電聯論壇上表示。
不少開發商開始暫緩投資。7月14日，山西省能源局官網公示2025年第二批擬廢止風電光伏發電項目。山西省能源局表示，為加快推進存量新能源建設，優化電網接入與資源配置，提高項目落地轉化率，省能源局組織各市對存量風電、光伏發電項目進行梳理，相關地市上報了擬廢止規模項目清單，經該局匯總，擬廢止華能應縣100MW光伏發電項目等7個項目，共35.2052萬千瓦規模。
山西並非特例，7月17日，寧夏發改委也公告對9個共449.3MW新能源項目予以廢止，原因包括備案文件逾期、投資主體放棄建設等。
“136號文會重塑新能源項目的估值體系，市場和企業需要逐步探索並建立新的規則。”南方電網電力調度控制中心水電及新能源處副處長王皓懷近日公開表示。
“市場仍籠罩在不確定的氛圍中。”龔昭宇指出，136號文讓地方不敢把機制電價定太高，否則用戶承擔不起；但沒有這部分，新能源又壓力很大。
所謂機制電價，是136號文中明確的一種再調節工具，通過調節發用兩側價格，保障新能源項目的基本收益，實施“多退少補”；進而，“多退少補”資金額納入系統運行成本，疏導在當地工商業用戶用電價格中。這一政策實施後，地方政府需直面電價的傳導機制。
“機制電價高低會影響系統運行成本，反映在當地工商業用戶用電價格上。所以地方需綜合考量新能源發展到何種規模，如何以當地綠電支持當地經濟發展。”中國宏觀經濟研究院能源研究所研究員時璟麗說。
搶裝潮後，6月，國內光伏新增裝機容量大幅回落，環比下降85%、同比下降38%，至1436萬千瓦。下半年光伏新增裝機增速預期放緩，深受產能過剩困擾的光伏製造企業將面對更大的競爭壓力。
龔昭宇強調，從製造端看，下半年起整個行業或進入加快出清階段，“市場對投新項目、買組件的意願不高，預計今年底或明年初，光伏製造企業的風險可能會集中暴露”。
但對一些“三北”地區來說，新能源產業仍是區域經濟發展的支柱之一，機制電價過低不利於吸引新增投資。與此同時，“三北”地區電價敏感型用戶數量多、規模大，機制電價過高將對用戶成本不利。東部負荷中心省份儘管多是用電大省，但在發展經濟等的綜合壓力下，也都不約而同地謀求降電價。
業界普遍認為，電力市場改革在供需寬鬆條件下更容易推進，容易吸引用戶側積极參与市場；同時，在經濟增速下行周期，降電價可以緩解下游用戶生產經營壓力。
浙江省發改委主任杜旭亮年初在浙江省2025年經濟政策新聞發布會上表示：“浙江力爭2025年全省工商業電價下降0.03元/千瓦時，減少企業用電成本140億元以上。”
“如實施電力現貨交易，能大幅降低製造業企業用電成本。” 浙江省發改委2025年7月公開一份省人大代表、水泥企業紅獅集團董事長章小華的建議，希望浙江省儘快實施電力現貨交易及提高交易比例。“2025年浙江省電力現貨比例提高至10%，現貨價格較市場運行前降低0.1元/千瓦時以上；1月—5月負電價時長佔比超過5%。”浙江省發改委答覆稱將積極吸納該建議。
2024年甘肅現貨交易比例達 20%，電價比實施前每度降低了8分。據國網甘肅省電力公司數據，甘肅中長期合同平均電價連續兩年下降，2025年簽約均價降至0.24元/千瓦時，度電同比下降4分，企業用電成本有效降低。甘肅2024年以來已為全省企業降低用電成本超過30億元。
不過，隨着新能源全面入市帶來大量調節成本，“電價紅利”也面臨不確定性。
龔昭宇認為，未來兩年，新能源拿到手的電價還會持續下行，但用戶側成本短期內可能下降，長期則伴隨系統運行費用上升，降價感受未必明顯。“現在調節新能源波動性的容量充裕成本、輔助服務成本，更多還是發電側在承擔，未來的大趨勢是包括用戶在內的全社會共擔能源轉型成本。”
“高比例新能源接入的同時，系統消納新能源成本在逐年上升。新能源滲透率每提高1%，系統成本將增加1分/千瓦時左右。”謝開說，目前，國網經營區新能源滲透率已達25%，新能源消納系統成本將快速增長。
據國家能源局7月發布的中國電力市場發展報告，2024年，全國電力輔助服務市場費用為402.5億元，其中用戶側分攤費用11.1億元，但發電側平均度電分攤價格超過用戶側的6倍。
當前，對於已入市的用戶能否切身感受到電價的波動，取決於其所採用的零售購電套餐。
龔昭宇介紹，一類是固定電價模式，即提前鎖定一個固定的購電價格，這類用戶往往到每年底合約更新時，才會感受到電價變化的影響；相比之下，另一類採用與市場聯動定價套餐的用戶能相對更多感受到波動。
另一名熟悉山西電力市場運行的人士介紹，山西雖然上半年現貨電價大降，但電力用戶的“體感”變化並不顯著。原因在於136號文發布後，6月之前出現了一波集中搶併網，導致大量新增裝機湧入市場，市場整體的不平衡資金隨之上升，相應地，市場主體需要分攤的成本顯著增加。
“2025年前四個月，市場不平衡資金的分攤費用相比去年翻了一倍，平均達到每千瓦時3分錢左右。”他說，在山西，部分不平衡資金由售電公司和用戶承擔。該省電力市場化程度相對較高，價格主要由供需決定，行政干預手段相對有限。儘管電能量交易價格確實有所下行，但“到戶電價”未明顯下降，因為其中還包含各類分攤費用。
“新能源全面入市將對電能量市場價格和系統運行費用產生巨大影響。與此同時，價格波動加劇常態化、電網對調節性資源需求增加、新能源場站的市場化交易能力急需提升等變化，也給虛擬電廠的運營組織形式帶來了更多的可能性。”南豆說。
一名工商業分布式光伏投資開發企業負責人告訴財新，未來單一開發電源的企業將逐步被市場淘汰，新環境下，電源側與負荷側的平衡能力變得尤為重要，無論通過虛擬電廠、聚合交易等機制，供需兩端正被重新聯通。
今年4月，國家發改委、國家能源局印發了《關於加快推進虛擬電廠發展的指導意見》，明確虛擬電廠可按獨立主體身份參與電力中長期市場、現貨市場及輔助服務市場。比如現貨市場中，虛擬電廠依據日前與實時的市場價格，適時轉換電力生產或消費的身份，“低谷買電、高峰賣電”，確保收益最大化或成本最小化。
隨着全國統一電力市場體系逐步完善，電力的商品屬性正在還原，每一度電的價值更加透明。“電價越來越複雜，國家應建立一套從中央到地方的信息統計和披露體系，定期向社會公布電價結構與構成，發揮好電價信息的‘透明’價值。”趙克斌表示。
他指出，當前電價改革中，用戶參與市場的水平亟待提高，用戶對電價構成的認知應進一步強化。“誰能清楚地把電價講明白？”趙克斌直言，改革不能只由專家學者討論，更要兼顧公眾理解。
“用戶是電力市場里真正出錢的一方，卻也是最弱勢的。缺乏代表和話語權，有時也不了解價格構成，只能默默付費。”南豆也建議，未來應進一步提高用戶在規則制定中的參與度和影響力。即使在山西這樣電力市場已經比較成熟的省份，很多用戶對電價構成越來越清楚，但難以影響價格。“市場運行設計不只是技術與理論，而應真正回應用戶關切。”
此外，現貨價格下行導致當前火電企業處於邊際成本線附近，部分企業難以盈利。火電、水電和儲能等是現有電力系統的調節性資源。
王皓懷認為，從電網角度來看，電力系統調節能力需求隨新能源滲透率的增長進一步提升，市場電價下降的部分利益應傳導至電力系統調節方。
7月14日，甘肅省發改委發文直接將煤電容量電價標準從此前的100元/千瓦·年提升至330元/千瓦·年，並給予2年的執行期，提升幅度超市場預期。作為高比例新能源滲透的省份，甘肅此舉意在強化煤電的調節備用價值。