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前面帖子说过，现在光伏出力峰值已经由峰电变为谷电，全国少数开风电光伏现货现货交易的省份，光伏交易价格低于风电，有的省份差别非常大。当然，现在主要交易规则还是长协不带曲线交易，所以这个问题还没有提到日程上来，但是逐步深入的市场化和现货市场推进，风电和光伏的价格差异将重新定义两者的市场地位。
美国加州2015~2023年交电价曲线
2024年现货市场新能源均价情况
关于风光电长协交易是否带曲线及调节付费未来展望，大致可粗略的分三个阶段。
阶段一：纯总量交易（初期）
核心逻辑：
“只问电量，不问曲线”——买卖双方签长协时只约定年度/月度总电量，不拆分时段。
调峰成本处理：
此时发用曲线偏差完全依赖电网的「系统级调节」，除火电水电调节外，其他的付费调节成本通过输配电价分摊（相当于全体用户买单）。
现实痛点：
新能源大发时可能加剧弃风弃光（例如中午光伏高峰与用户午间低负荷叠加），而电网调峰压力剧增。
阶段二：分时价格信号引入（过渡期）
政策工具：
执行分时电价（如峰谷电价）、现货市场试运行，价格信号开始反映时段价值差异。
调峰成本转移：
若长协仍为总量模式，但现货市场出现分时价格，用户实际用电成本会受现货价格波动影响（例如高价时段用电多则成本上升），间接倒逼用户关注曲线匹配。
电网调峰压力部分转移至市场主体，但责任边界仍较模糊。
阶段三：带曲线长协+市场化平衡（成熟期）
核心规则：
长协明确分时段曲线，允许双方协商不同时段的价格权重（例如光伏午间电量折价）。
配套建立偏差结算机制（如按现货价格结算偏差电量）、辅助服务市场（调峰服务明码标价）。
调峰成本内部化：
发电侧：若风光电实际出力偏离曲线，需按现货高价购电或支付偏差费用。
用户侧：若用电偏离曲线，需承担高价时段额外成本。
第三方：储能、虚拟电厂等通过提供灵活性服务赚取收益。
总之，电力市场就是个「从大锅饭到AA制」的进化史，调峰成本承担问题本质上是谁为「灵活性」买单的博弈。市场化改革最核心的矛盾——如何公平地分配系统成本，而答案就藏在不断迭代的规则设计中。
这里需要指出的是没有不变的政策和规则，但就水电电价来说，水电经历了核准电价、水火同价火电煤电联动、水火市场竞争加火电容量电价，当下电源结构处于剧烈变化进程中且远远没有完结，电力政策与规则必将处于不断调整之中。相关的政策变化直接影响水电核电收益，改变水电核电的经营环境。
现在风光电交易曲线规则处于第一阶段，虽然辅助服务的原则是谁出力谁收益，谁使用谁付费，但那只是终极目标，但不会一蹴而就。眼下风光电长协主流还是电量交易不带曲线，调节任务火电享受不多的容量电价干着出力不赚钱的活，水电调节出力基本是白白付出，新能源无偿使用。最近海南的新型储能充放电政策，新型储能赚钱充放电差价由电网结算，费用分摊到核电头上，再次印证了目前风光电曲线规则所处的（第一）阶段。
现在走出第一阶段的只有山东、山西等极少数省份，水电的风电光伏的电价压力还不大。如果新能源技术迭代，风光电成本优势已经确立，带曲线交易已是必然，那是风电的市场交易价格将明显优于光伏。
风电资源、成本、电价优势，随着市场化不断深化，将逐步得以体现，相对看好风电的未来。
回到水电择股上来，水电涉风光电是不可避免的事情，这里最优选不投资风光已经不可能，只有次优可选。要以光伏装机比重和未来投资光伏力度综合取舍，选择光伏比重不那么大的水电。
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#为什么相对看好风电