目

錄一、研究背景與市場概況

.............................................1二、區(qū)域市場價格走勢分析

...........................................22.1華北區(qū)域：冀北高價領(lǐng)跑，蒙西低價承壓

.........................22.1.1冀北地區(qū)：高溢價綠電市場

...................................22.1.2蒙西地區(qū)：低價運行，波動明顯

...............................22.1.3

山西：光伏電價創(chuàng)全國新低

...................................32.1.4

山東：價格下行壓力加大

.....................................42.2華東區(qū)域：浙江領(lǐng)跑，安徽穩(wěn)健

.................................52.2.1浙江：結(jié)構(gòu)分化明顯

.........................................52.2.2江蘇：綠電溢價明顯

.........................................62.2.3安徽：穩(wěn)中有升

.............................................72.3華中區(qū)域：兩湖差異化明顯

.....................................72.3.1湖北：供需矛盾推動價格上漲

.................................72.3.2湖南：結(jié)算機制改革引發(fā)價格波動

.............................82.4南方區(qū)域：廣東主導(dǎo)，廣西探底

.................................92.4.1廣東：市場化程度高，價格相對穩(wěn)定

...........................92.4.2廣西：現(xiàn)貨試運行價格探底

..................................102.4.3云南：清潔能源大省價格優(yōu)勢明顯

............................112.5西北區(qū)域：低價為主，區(qū)域分化

................................122.5.1新疆：價格持續(xù)探底

........................................122.5.2甘肅：穩(wěn)中有升

............................................132.5.3寧夏：價格相對均衡

........................................142.5.4陜西：價格相對較高

........................................152.5.5青海：價格穩(wěn)步上漲

........................................162.6東北區(qū)域：價格整體偏高，遼寧波動顯著

........................172.6.1黑龍江：價格相對穩(wěn)定

......................................172.6.2吉林：市場化程度提高

......................................182.6.3遼寧：價格波動明顯

........................................192.7其他區(qū)域：冀南、天津各具特色

................................202.7.1冀南（河北）：現(xiàn)貨試運行影響有限

..........................202.7.2天津：綠電市場活躍

........................................21三、價格影響因素深度分析

..........................................223.1市場供需關(guān)系：核心決定因素

..................................223.2政策與市場機制：關(guān)鍵調(diào)節(jié)因素

................................233.3氣象條件：不可忽視的自然因素

................................243.4跨區(qū)域輸電能力：價格均衡的重要因素

..........................253.5政策支持與補貼機制：歷史與未來的交織

........................27四、典型省份價格形成機制案例分析

..................................284.1新疆：裝機過剩與市場化探索

..................................284.2山東：市場化改革的先行者

....................................294.3浙江：結(jié)構(gòu)分化的典型案例

....................................304.4湖北：供需矛盾的典型案例

....................................32五、未來價格走勢預(yù)測與展望

........................................335.1短期價格走勢預(yù)測（2025

年四季度）

............................

335.2

中長期價格趨勢展望（2026-2028

年）

...........................

345.3政策調(diào)整對未來價格的潛在影響

................................36六、投資與市場參與策略建議

........................................376.1新能源發(fā)電企業(yè)策略建議

......................................376.2

電力用戶策略建議

............................................386.3政策制定者策略建議

..........................................396.4金融機構(gòu)策略建議

............................................40七、結(jié)論

..........................................................

41一、研究背景與市場概況2025

年是中國電力市場化改革的關(guān)鍵一年，

國家能源局明確提出深化全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)，加強國家、區(qū)域/省等多層次市場協(xié)同，實現(xiàn)省級電力現(xiàn)貨市場基本全覆蓋。在這一政策背景下，全國各省份新能源電力現(xiàn)貨交易市場呈現(xiàn)出不同的發(fā)展路徑和價格走勢。截至

2025

年8

月底，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量

29484.9

億千瓦時，

同比增長

4.8%，

占全社會用電量比重為

60.9%。其中國家電網(wǎng)區(qū)域交易電量

22741.4

億千瓦時，

同比增長

3.3%；南方電網(wǎng)區(qū)域交易電量

5237.8

億千瓦時，

同比增長

14.2%；

內(nèi)蒙古電力交易中心交易電量

1505.7

億千瓦時，

同比下降

0.4%。新能源電力作為電力市場的重要組成部分，其價格走勢既受到市場供需關(guān)系的影響，也受到政策調(diào)整、天氣條件、跨區(qū)域輸電能力等多種因素的綜合作用。本研究報告將深入分析

2025

年

1-7

月全國各省份新能源電力現(xiàn)貨交易價格走勢特征、影響因素及未來發(fā)展趨勢，為相關(guān)市場主體提供決策參考。第

1

頁

共

4

3

頁二、區(qū)域市場價格走勢分析2.1

華北區(qū)域：冀北高價領(lǐng)跑，蒙西低價承壓2.1.1

冀北地區(qū)：高溢價綠電市場冀北地區(qū)作為華北區(qū)域新能源資源較為豐富的地區(qū)，其新能源電力交易價格處于全國較高水平。2025

年

1-6

月，冀北地區(qū)新能源交易結(jié)算電量

238.07

億千瓦時，結(jié)算均價高達(dá)

398.27

元/兆瓦時。其中綠電結(jié)算電量

196.01

億千瓦時，結(jié)算均價更是達(dá)到419.09

元/兆瓦時，顯示出較高的環(huán)境溢價。冀北地區(qū)新能源高價的形成主要源于其較為完善的綠電交易機制和較高的環(huán)境價值認(rèn)可度。這一價格水平不僅反映了市場對清潔能源的需求偏好，也體現(xiàn)了該地區(qū)在推動綠色電力交易方面的成效。2.1.2

蒙西地區(qū)：低價運行，波動明顯與冀北形成鮮明對比的是蒙西地區(qū)，2025

年

1-6

月，蒙西累計交易電量

1206.18

億千瓦時，其中風(fēng)電交易電量

275.4

億千瓦時，交易均價

219.6

元/兆瓦時；光伏交易電量

86.59

億千瓦時，交易均價236.2

元/兆瓦時。而從結(jié)算角度看，蒙西

1-6

月累計結(jié)算電量1432.3

億千瓦時，其中風(fēng)電結(jié)算電量

410.82

億千瓦時，結(jié)算均價僅為

157.97

元/兆瓦時；光伏結(jié)算電量

146.69

億千瓦時，結(jié)算均價177.95

元/兆瓦時。第

2

頁

共

4

3

頁蒙西新能源價格的低迷主要受以下因素影響：1.新能源裝機規(guī)模龐大，市場供應(yīng)充足2.本地消納能力有限，外送通道存在瓶頸3.現(xiàn)貨市場價格波動較大，特別是

6

月份結(jié)算價格出現(xiàn)較大跌幅4.與去年同期相比，蒙西呼包西價格下降幅度高達(dá)-76.50%，主要原因是新能源整體出力增長較需求增加更顯著，同時報價低于去年同期從月度數(shù)據(jù)看，蒙西地區(qū)新能源價格波動明顯，尤其是在6

月開展現(xiàn)貨連續(xù)結(jié)算試運行后，價格出現(xiàn)明顯下行趨勢。2.1.3

山西：光伏電價創(chuàng)全國新低山西作為能源大省，2025

年

1-6

月新能源交易呈現(xiàn)出明顯的價格分化。數(shù)據(jù)顯示，山西現(xiàn)貨機組風(fēng)電結(jié)算電量

264.02

億千瓦時，結(jié)算均價

228.97

元/兆瓦時；而光伏結(jié)算電量

52.66

億千瓦時，結(jié)算均價僅為

105.87

元/兆瓦時，創(chuàng)下全國光伏電價新低。山西光伏電價超低的原因主要有：1.光伏裝機容量快速增長，市場供應(yīng)過剩2.電力現(xiàn)貨市場日前均價和實時均價相對較低，分別為

281.93

元/兆瓦時和

279.51

元/兆瓦時3.省內(nèi)消納能力有限，外送通道緊張第

3

頁

共

4

3

頁4.火電在市場中占據(jù)主導(dǎo)地位，對新能源價格形成壓制值得注意的是，山西綠電結(jié)算電量

53.12

億千瓦時，結(jié)算均價352.19

元/兆瓦時，明顯高于普通新能源交易價格，反映出綠電環(huán)境價值在山西市場的認(rèn)可。2.1.4

山東：價格下行壓力加大山東作為東部沿海經(jīng)濟大省，2025

年

1-6

月

日前現(xiàn)貨均價293.05

元/兆瓦時，實時現(xiàn)貨均價

294.94

元/兆瓦時，其中

3

月份現(xiàn)貨價格最低，為

264.63

元/兆瓦時；5

月份現(xiàn)貨價格最高，為

320.24元/兆瓦時。山東新能源價格走勢呈現(xiàn)以下特點：1.與去年同期相比，7

月價格下降了8.24%，主要是因為外受與光伏出力均上升，供給增加較需求上升更顯著，而且今年報價較去年同期有所下降2.新能源裝機尤其是光伏裝機增速較快，嚴(yán)重沖擊了

2025

年的現(xiàn)貨價格，尤其是午間時段價格下降

100

元/兆瓦時左右，凌晨和晚高峰時段價格有小幅上升3.主動入市風(fēng)電結(jié)算均價

386.33元/兆瓦時，被動入市風(fēng)電結(jié)算均價

342.22

元/兆瓦時，被動入市光伏結(jié)算均價

327.04

元/兆瓦時，反映出不同入市方式對價格的影響第4

頁

共

4

3

頁山東近期出臺了《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》

，對新能源入市規(guī)則進行了重大調(diào)整，這可能對未來價格走勢產(chǎn)生深遠(yuǎn)影響。2.2

華東區(qū)域：浙江領(lǐng)跑，安徽穩(wěn)健2.2.1

浙江：結(jié)構(gòu)分化明顯浙江省

2025

年

1-6

月風(fēng)電結(jié)算電量

64.85

億千瓦時，結(jié)算均價397.13

元/兆瓦時；光伏結(jié)算電量

36.2

億千瓦時，結(jié)算均價

386.33元/兆瓦時。在綠電交易方面，浙江省綠電月度雙邊協(xié)商共計成交電量

39.5

億千瓦時，均價

398.16

元/兆瓦時；綠電月度摘掛牌共計成交電量

0.52

億千瓦時，均價

419.88

元/兆瓦時。浙江新能源價格走勢的特點：1.90%電量政府授權(quán)合約電價+10%現(xiàn)貨交易的機制，使得價格相對穩(wěn)定2.與去年同期相比，浙江價格下降40.93%，主要原因是負(fù)荷下降疊加非市場機組、光伏、核電出力均上升3.風(fēng)電和光伏價格相對均衡，沒有出現(xiàn)明顯分化4.綠電交易價格略高于普通新能源交易價格，反映出環(huán)境溢價的存在第5

頁

共

4

3

頁浙江省內(nèi)非統(tǒng)調(diào)風(fēng)電、光伏執(zhí)行的保量保價優(yōu)先發(fā)電電量用于保障居民、農(nóng)業(yè)用電價格不變，同時放開燃煤發(fā)電、風(fēng)電和光伏發(fā)電，確保市場化用戶可交易規(guī)模平衡。2.2.2

江蘇：綠電溢價明顯江蘇省

2025

年

1-6

月綠電電能量結(jié)算均價

401.55

元/兆瓦時，綠色環(huán)境權(quán)益均價

15.38

元/兆瓦時。江蘇省帶補貼的集中式光伏、風(fēng)電若參加綠電交易需放棄補貼；不參與綠電交易的，可保留補貼參加常規(guī)電能量交易。江蘇新能源價格特點：1.

保量保價小時數(shù)分別是400、800

小時，保量保價小時數(shù)電量按江蘇省燃煤基準(zhǔn)價

391元/兆瓦時結(jié)算，為新能源企業(yè)提供了價格保障2.

6

月開展現(xiàn)貨結(jié)算試運行，綠電電能量價格有較大幅度降低，反映出現(xiàn)貨市場對價格的影響3.綠色環(huán)境權(quán)益價格相對穩(wěn)定，1-6

月均價為

15.38

元/兆瓦4.分布式新能源取得綠證資格后可參與綠電交易，拓展了交易渠道第

6

頁

共

4

3

頁2.2.3

安徽：穩(wěn)中有升安徽省

2025

年

1-6

月綠電共計成交電量

62.97

億千瓦時，成交均價

399.37

元/兆瓦時。安徽省平價集中式新能源必須參與綠電交

易，可同火電同步參與日滾動撮合電能量交易。安徽新能源價格特點：1.7

月價格較上月上漲了

77.99%，在價格上漲的市場中漲幅最大，原因是負(fù)荷大幅上升，較供給增加幅度更大，且火電有一定的抬價行為2.綠電交易價格相對穩(wěn)定，1-6

月成交均價為

399.37

元/兆瓦時3.平價集中式新能源必須參與綠電交易的政策，推動了綠電市場的發(fā)展2.3

華中區(qū)域：兩湖差異化明顯2.3.1

湖北：供需矛盾推動價格上漲湖北省

2025

年

1-6

月實時現(xiàn)貨均價

308.07

元/兆瓦時，其中

12時點電價最低，為

165.73

元/兆瓦時，19

時點電價最高，為

393.65元/兆瓦時。1-6

月實時價格最低為

6

月

242.86

元/兆瓦時，最高為

2月

354.30

元/兆瓦時。湖北新能源價格特點：第

7

頁

共

4

3

頁1.7

月與去年同期相比，價格上漲幅度為

53.91%，原因是負(fù)荷大幅上升，且占比較大的水電與非市場機組出力均下降2.2025

年

1-6

月集中式風(fēng)電電能量均價

347.22

元/兆瓦時，集中式光伏電能量均價

333.94

元/兆瓦時，顯示出風(fēng)電價格略高于光伏3.5

月起，風(fēng)電后續(xù)月份中長期交易凈合約電量折合利用小時數(shù)上限由

35

小時調(diào)整為

60

小時，但由于現(xiàn)貨價格較低，5、6

月份風(fēng)電電能量均價有小幅下降4.分時電價差異明顯，19

時點電價達(dá)到

393.65

元/兆瓦時，遠(yuǎn)高于

12

時點的

165.73

元/兆瓦時湖北作為水電大省，其新能源價格受水電出力變化影響較大，同時負(fù)荷的季節(jié)性波動也是重要影響因素。2.3.2

湖南：結(jié)算機制改革引發(fā)價格波動湖南省

2025

年

1-6

月新能源交易電量

140.81

億千瓦時，交易均價

451.2

元/兆瓦時。2025

年

1-6

月新能源累計結(jié)算均價

433.71

元/兆瓦時，6

月結(jié)算價格開展了現(xiàn)貨連續(xù)結(jié)算試運行，新能源結(jié)算價格有較大跌幅。湖南新能源價格特點：1.新能源結(jié)算價格整體呈下降趨勢，尤其是

6

月開展現(xiàn)貨連續(xù)結(jié)算試運行后第

8

頁

共

4

3

頁2.火電交易均價477.53

元/兆瓦時，明顯高于新能源交易均價，反映出火電與新能源的價格差異3.1-6

月市場結(jié)算情況顯示，新能源電價從年初的450

元/兆瓦時左右逐步下降至

6

月的420

元/兆瓦時左右4.市場交易電量中，火電占比約

70%，新能源占比約

30%，反映出市場結(jié)構(gòu)仍以火電為主湖南的現(xiàn)貨連續(xù)結(jié)算試運行對新能源價格產(chǎn)生了顯著影響，未來隨著現(xiàn)貨市場的全面推開，價格走勢可能進一步調(diào)整。2.4

南方區(qū)域：廣東主導(dǎo)，廣西探底2.4.1

廣東：市場化程度高，價格相對穩(wěn)定廣東省

2025

年

1-6

月月度中長期交易綜合價格

374.32

元/兆瓦時，其中月度雙邊協(xié)商成交電量共

280.32

億千瓦時，成交均價為373.84

元/兆瓦時；月度集中競爭成交電量為

17.1

億千瓦時，成交均價為

382.31元/兆瓦時。1-6

月全省平均結(jié)算點日前現(xiàn)貨出清均價為

329.29

元/兆瓦時；實時現(xiàn)貨出清均價為

332.45

元/兆瓦時。廣東新能源價格特點：1.中長期交易價格與現(xiàn)貨價格存在一定差異，

日前現(xiàn)貨均價低于中長期交易均價約45元/兆瓦時，反映出不同市場環(huán)節(jié)的價格關(guān)系第9

頁

共

4

3

頁2.1-6

月綠電環(huán)境價值月度均價為

5.14

元/兆瓦時，環(huán)境溢價相對穩(wěn)定3.

日前現(xiàn)貨價格與實時現(xiàn)貨價格差異不大，說明市場預(yù)測較為準(zhǔn)確4.2025

年，市場參考價為

0.463

元/千瓦時，年度交易成交均價上限暫定為

0.554

元/千瓦時，下限暫定為

0.372

元/千瓦時，價格區(qū)間相對穩(wěn)定廣東作為南方區(qū)域電力市場的核心，其價格形成機制較為成熟，市場主體參與度高，價格相對穩(wěn)定。2.4.2

廣西：現(xiàn)貨試運行價格探底廣西

2025

年

1-6

月區(qū)內(nèi)累計直接交易成交電量

1126.18

億千瓦時，平均成交價格

340.19

元/兆瓦時，較燃煤基準(zhǔn)上網(wǎng)電價下降80.51

元/兆瓦時。廣西分別在

5

月

10-19日、6

月

29-30日開展現(xiàn)貨結(jié)算試運行，兩次現(xiàn)貨日前均價分別為

217.19

元/兆瓦時、120.34

元/兆瓦時；實時均價分別為

260.39

元/兆瓦時、119.98

元/兆瓦時。廣西新能源價格特點：1.現(xiàn)貨試運行期間價格大幅下跌，尤其是

6

月

29-30日的日前均價僅為

120.34

元/兆瓦時，實時均價為

119.98

元/兆瓦時，創(chuàng)下全國新低第

10

頁

共

4

3

頁2.分時電價差異明顯，5

月期間實時價格最高達(dá)到400

元/兆瓦時左右，最低在

50

元/兆瓦時左右3.各類型發(fā)電企業(yè)電力市場成交電量中，煤電占比最大，其次是風(fēng)電、光伏和核電，反映出市場結(jié)構(gòu)仍以傳統(tǒng)能源為主4.月度集中競價、月度滾動撮合、周交易等多種交易方式并存，豐富了市場交易品種廣西的現(xiàn)貨試運行價格波動較大，反映出市場機制尚不完善，未來隨著市場的成熟，價格走勢可能趨于穩(wěn)定。2.4.3

云南：清潔能源大省價格優(yōu)勢明顯云南省

2025

年

1-6

月省內(nèi)市場化交易電量

1052.60

億千瓦時（含優(yōu)先發(fā)電保障電網(wǎng)代理購電）

，同比增長

6.22%。清潔能源交易電量

815.32

億千瓦時，交易均價

268.11

元/兆瓦時，價格優(yōu)勢明顯。云南新能源價格特點：1.清潔能源交易均價明顯低于其他省份，主要得益于豐富的水電資源和較高的清潔能源占比2.2025

年

1-6

月共計

46

家市場主體參與綠電交易市場申報，市場申報電量

3.60

億千瓦時，市場出清后，

電能量價格成交均價266.17

元/兆瓦時，綠證價格成交均價

10.74

元/千瓦時第

11

頁

共

4

3

頁3.分別在

5、6

月開展現(xiàn)貨結(jié)算試運行，其中

5

月

10-19日發(fā)電側(cè)日前市場累計出清電量

80.66

億千瓦時，

日前出清均價

261.16

元/兆瓦時，實時出清均價

240.11

元/兆瓦時；6

月

29-30日發(fā)電側(cè)日前市場累計出清電量

20.23

億千瓦時，

日前出清均價

85.73

元/兆瓦時，實時出清均價88.38

元/兆瓦時，價格波動較大4.分時電價差異明顯，5

月期間實時價格最高達(dá)到400

元/兆瓦時左右，最低在

50

元/兆瓦時左右，與廣西類似云南作為清潔能源大省，其價格形成機制具有獨特性，未來隨著現(xiàn)貨市場的全面推開，價格走勢可能進一步調(diào)整。2.5

西北區(qū)域：低價為主，區(qū)域分化2.5.1

新疆：價格持續(xù)探底新疆

2025

年

1-6

月省內(nèi)綠電結(jié)算電量

23.66

億千瓦時，結(jié)算均價

202.33元/兆瓦時。省內(nèi)消納新能源結(jié)算情況如下：風(fēng)電結(jié)算電量共

222.7

億千瓦時，結(jié)算均價

214.38

元/兆瓦時；光伏結(jié)算電量共196.07

億千瓦時，結(jié)算均價

157.59

元/兆瓦時。新疆新能源價格特點：1.光伏結(jié)算均價僅為

157.59

元/兆瓦時，創(chuàng)下全國光伏價格新低，主要原因是裝機規(guī)?？焖僭鲩L，市場供過于求第

12

頁

共

4

3

頁2.風(fēng)電結(jié)算均價

214.38

元/兆瓦時，雖然高于光伏，但仍處于全國較低水平3.2025

年雙邊交易中，光伏申報電量出現(xiàn)了大幅增長，對比2024

年上漲

81%，交易電價則下降至

0.16477

元/千瓦時（164.77

元/兆瓦時）4.集中競價出清測算顯示，光伏綜合出清電價僅為

169.16

元/兆瓦時，遠(yuǎn)低于風(fēng)電的

264.88

元/兆瓦時、火電的

247.72

元/兆瓦時和水電的

254.94

元/兆瓦時，反映出新能源在市場中的價格劣勢新疆作為新能源裝機大省，面臨著嚴(yán)重的消納壓力，這是導(dǎo)致價格持續(xù)走低的主要原因。2.5.2

甘肅：穩(wěn)中有升甘肅省

2025

年

1-6

月結(jié)算綠電電量

2.98

億千瓦時，結(jié)算均價264.96

元/兆瓦時。新能源結(jié)算情況如下：風(fēng)電結(jié)算電量共

198.09

億千瓦時，結(jié)算均價

201.76

元/兆瓦時；光伏結(jié)算電量共

171.07

億千瓦時，結(jié)算均價

165.48

元/兆瓦時。新能源交易情況如下：新能源交易電量共

129.46

億千瓦時，交易均價

215.89

元/兆瓦時。甘肅新能源價格特點：1.與去年同期相比，甘肅價格上升

19.04%，主要原因為報價高于去年同期，是全國少數(shù)幾個新能源價格同比上漲的省份之一第

13

頁

共

4

3

頁2.風(fēng)電價格與光伏價格差異較大，約

36

元/兆瓦時，反映出不同能源類型的價格差異3.綠電結(jié)算均價

264.96

元/兆瓦時，明顯高于普通新能源交易均價，反映出環(huán)境溢價的存在4.新能源交易均價

215.89

元/兆瓦時，高于結(jié)算均價，說明交易價格與最終結(jié)算價格存在差異甘肅的新能源價格表現(xiàn)相對穩(wěn)健，這可能與其市場結(jié)構(gòu)和交易機制有關(guān)。2.5.3

寧夏：價格相對均衡寧夏

2025

年

1-6

月結(jié)算綠電電量

18.24

億千瓦時，結(jié)算均價275.51

元/兆瓦時。新能源結(jié)算情況如下：風(fēng)電結(jié)算電量共

144.6

億千瓦時，結(jié)算均價

195.68

元/兆瓦時；光伏結(jié)算電量共

201.29

億千瓦時，結(jié)算均價

165.77

元/兆瓦時。寧夏新能源價格特點：1.風(fēng)電和光伏價格均處于全國中等偏下水平，但高于新疆和甘肅綠電結(jié)算均價

275.51元/兆瓦時，明顯高于普通新能源交易價格，環(huán)境溢價較為顯著2.光伏結(jié)算均價

165.77

元/兆瓦時，略高于甘肅的

165.48

元/兆瓦時，差異不大第

14

頁

共

4

3

頁3.風(fēng)電結(jié)算均價

195.68

元/兆瓦時，低于甘肅的

201.76

元/兆瓦時，反映出區(qū)域間的價格差異寧夏的新能源價格相對均衡，沒有出現(xiàn)明顯的價格異常，這可能與其市場機制和交易規(guī)則有關(guān)。2.5.4

陜西：價格相對較高陜西省

2025

年

1-4

月結(jié)算綠電電量

1.74

億千瓦時，結(jié)算均價311.98

元/兆瓦時，5、6

月份綠電結(jié)算情況未披露。新能源結(jié)算情況如下：風(fēng)電結(jié)算電量共

107.55

億千瓦時，結(jié)算均價

345.02

元/兆瓦時；光伏結(jié)算電量共

125.42

億千瓦時，結(jié)算均價

332.46

元/兆瓦時。陜西新能源價格特點：1.風(fēng)電和光伏價格均處于全國較高水平，尤其是風(fēng)電結(jié)算均價

345.02

元/兆瓦時，在全國處于領(lǐng)先地位2.風(fēng)電和光伏價格差異不大，僅為

12.56

元/兆瓦時，價格相對均衡3.綠電結(jié)算均價

311.98

元/兆瓦時，略低于普通新能源交易價

格，這一現(xiàn)象較為罕見，可能與樣本量較小有關(guān)（僅

1-4

月數(shù)據(jù)）4.5、6

月份綠電結(jié)算情況未披露，可能是因為數(shù)據(jù)尚未公開或統(tǒng)計口徑調(diào)整第

15

頁

共

4

3

頁陜西的新能源價格表現(xiàn)較為突出，這可能與其地理位置、市場結(jié)構(gòu)和交易規(guī)則有關(guān)。2.5.5

青海：價格穩(wěn)步上漲青海省

2025

年

1-6

月結(jié)算綠電情況如下：省內(nèi)綠電交易電量共18.93

億千瓦時，結(jié)算均價

227.67

元/兆瓦時；跨省跨區(qū)綠電交易電量共

30.12

億千瓦時，結(jié)算均價

231元/兆瓦時。新能源結(jié)算情況如下：風(fēng)電結(jié)算電量共

49.1

億千瓦時，結(jié)算均價

220.17

元/兆瓦時；光伏結(jié)算電量共99.64

億千瓦時，結(jié)算均價

227

元/兆瓦時。新能源交易情況如下：新能源交易電量共

291.15

億千瓦時，交易均價224.82

元/兆瓦時。青海新能源價格特點：1.光伏結(jié)算均價

227

元/兆瓦時，高于風(fēng)電結(jié)算均價

220.17

元/兆瓦時，這一現(xiàn)象在全國較為罕見2.省內(nèi)綠電交易均價與跨省跨區(qū)綠電交易均價差異不大，說明區(qū)域間價格差異較小3.新能源交易均價

224.82元/兆瓦時，與結(jié)算均價接近，說明交易價格與最終結(jié)算價格差異不大4.與上月相比，光伏方面，青海價格變化情況未在公開數(shù)據(jù)中披露，但從整體趨勢看，價格相對穩(wěn)定第

16

頁

共

4

3

頁青海的新能源價格表現(xiàn)出穩(wěn)步上漲的趨勢，這可能與其清潔能源發(fā)展戰(zhàn)略和市場機制改革有關(guān)。2.6

東北區(qū)域：價格整體偏高，遼寧波動顯著2.6.1

黑龍江：價格相對穩(wěn)定黑龍江省

2025

年

1-6

月新能源總計結(jié)算電量為

186

億千瓦時，風(fēng)電

1-6

月結(jié)算均價為

311

元/兆瓦時，光伏

1-6

月結(jié)算均價為

331

元/兆瓦時。綠電結(jié)算方面，風(fēng)電結(jié)算電量為6.26

億千瓦時，結(jié)算均價

411.77

元/兆瓦時；光伏結(jié)算電量為

1.64

億千瓦時，結(jié)算均價為

419.58

元/兆瓦時。黑龍江新能源價格特點：1.風(fēng)電和光伏價格均處于全國較高水平，尤其是光伏結(jié)算均價

331元/兆瓦時，在全國處于領(lǐng)先地位2.綠電結(jié)算均價明顯高于普通新能源結(jié)算均價，風(fēng)電綠電高出約100

元/兆瓦時，光伏綠電高出約

88

元/兆瓦時，環(huán)境溢價顯著3.新能源總結(jié)算電量中，綠電占比僅約4.2%，說明綠電市場仍有較大發(fā)展空間4.風(fēng)電和光伏價格差異不大，僅

20

元/兆瓦時，價格相對均衡黑龍江的新能源價格表現(xiàn)相對穩(wěn)定，這可能與其市場結(jié)構(gòu)和交易規(guī)則有關(guān)。第

17

頁

共

4

3

頁2.6.2

吉林：市場化程度提高吉林新能源機組電能量結(jié)算均價情況如下：風(fēng)電機組總計結(jié)算電量為

155.78

億千瓦時，結(jié)算電價為

316.94

元/兆瓦時；光伏機組結(jié)算電量為

27.61億千瓦時，結(jié)算電價為

353.53

元/兆瓦時。市場化方面，風(fēng)電機組上半年市場化交易結(jié)算均價為

285.63元/兆瓦時；光伏機組上半年市場化交易結(jié)算均價為

324.38

元/兆瓦時。吉林新能源價格特點：1.光伏結(jié)算均價

353.53

元/兆瓦時，在全國處于領(lǐng)先水平，風(fēng)電結(jié)算均價

316.94

元/兆瓦時，也處于較高水平2.市場化交易結(jié)算均價低于整體結(jié)算均價，風(fēng)電低約

31元/兆瓦時，光伏低約

29

元/兆瓦時，反映出市場化交易的價格特點3.光伏市場化交易均價

324.38

元/兆瓦時，高于風(fēng)電市場化交易均價

285.63

元/兆瓦時，差異約

39

元/兆瓦時4.新能源結(jié)算均價整體呈下降趨勢，這可能與市場機制改革和供給增加有關(guān)吉林的新能源價格表現(xiàn)出市場化程度不斷提高的趨勢，這可能與其電力市場改革進程有關(guān)。第

18

頁

共

4

3

頁2.6.3

遼寧：價格波動明顯2025

年

1-6

月遼寧省新能源市場化機組電能量結(jié)算均價：風(fēng)電機組結(jié)算電量為

204.31

億千瓦時，結(jié)算均價

336.87

元/兆瓦時；光伏機組結(jié)算電量

39.86

億千瓦時，結(jié)算均價

384.31

元/兆瓦時。1-6

月新能源機組月度交易價格逐步走低，3

月起開展現(xiàn)貨后由于光伏只能簽署可出力時段的中長期合約，導(dǎo)致光伏月度交易均價迅速下滑。遼寧新能源價格特點：1.7

月價格上漲，漲幅為66.93%，原因是負(fù)荷與外送均較大幅增加，疊加風(fēng)光出力減少2.光伏結(jié)算均價

384.31

元/兆瓦時，高于風(fēng)電結(jié)算均價

336.87

元/兆瓦時，差異約47

元/兆瓦時，是全國少數(shù)幾個光伏價格高于風(fēng)電的省份之一3.1-6

月新能源機組月度交易價格逐步走低，尤其是

3

月開展現(xiàn)貨市場后，光伏價格下滑明顯4.1-6

月遼寧新能源機組總計結(jié)算綠電

79.19

億千瓦時，結(jié)算均價

409.43

元/兆瓦時，環(huán)境溢價顯著遼寧的新能源價格波動明顯，尤其是在開展現(xiàn)貨市場后，這反映出現(xiàn)貨市場對價格的顯著影響。第

19

頁

共

4

3

頁2.7

其他區(qū)域：冀南、天津各具特色2.7.1

冀南（河北）

：現(xiàn)貨試運行影響有限河北南網(wǎng)

3

月

1日起進行現(xiàn)貨連續(xù)結(jié)算試運行。

由于年度持倉比例高，現(xiàn)貨結(jié)算試運行對新能源場站結(jié)算電價影響不大。上半年風(fēng)電結(jié)算均價

419

元/兆瓦時，結(jié)算電量

21.96

億千瓦時；光伏結(jié)算均價

341.28

元/兆瓦時，結(jié)算電量

42.09

億千瓦時。新能源在實時市場結(jié)算電量較少，結(jié)算電價較穩(wěn)定。6

月受到尖峰平谷時段改變的影響（當(dāng)前現(xiàn)貨價格掛鉤尖峰平谷）

，光伏實時加權(quán)均價明顯升高。冀南新能源價格特點：1.風(fēng)電結(jié)算均價

419

元/兆瓦時，處于全國較高水平，光伏結(jié)算均價

341.28

元/兆瓦時，處于全國中等水平，差異較大2.現(xiàn)貨結(jié)算試運行對價格影響有限，主要是因為年度持倉比例

高，中長期合約提供了價格保障3.實時市場結(jié)算電量較少，導(dǎo)致結(jié)算電價相對穩(wěn)定，波動較小4.6

月尖峰平谷時段調(diào)整對光伏實時價格產(chǎn)生了顯著影響，說明時段劃分對價格有重要影響河北南網(wǎng)的現(xiàn)貨市場建設(shè)相對滯后，但隨著連續(xù)結(jié)算試運行的深入，未來價格走勢可能會發(fā)生變化。第

20

頁

共

4

3

頁2.7.2

天津：綠電市場活躍天津市

2025

年

1-6

月，參與綠電交易的新能源累計結(jié)算電量90.27

億千瓦時，結(jié)算均價419.52

元/兆瓦時；環(huán)境權(quán)益累計結(jié)算電量

45.71

億千瓦時，結(jié)算均價為

7.64

元/兆瓦時，其中

2、3

月環(huán)境權(quán)益結(jié)算情況暫無披露。天津新能源價格特點：1.綠電結(jié)算均價419.52

元/兆瓦時，處于全國較高水平，反映出天津市場對綠電環(huán)境價值的認(rèn)可2.環(huán)境權(quán)益結(jié)算均價

7.64

元/兆瓦時，相對穩(wěn)定，波動較小3.參與綠電交易的新能源占比高，累計結(jié)算電量

90.27

億千瓦

時，說明綠電市場活躍度高4.環(huán)境權(quán)益結(jié)算電量約為綠電結(jié)算電量的一半，說明每千瓦時綠電對應(yīng)約

0.5

千瓦時的環(huán)境權(quán)益，市場機制較為成熟天津的綠電市場表現(xiàn)活躍，這可能與其經(jīng)濟結(jié)構(gòu)和政策支持有關(guān)。第

21

頁

共

4

3

頁三、價格影響因素深度分析3.1

市場供需關(guān)系：核心決定因素市場供需關(guān)系是影響新能源電力現(xiàn)貨交易價格的最核心因素。2025

年，全國新能源裝機繼續(xù)保持快速增長，尤其是光伏裝機，這對市場價格形成了較大壓力。裝機容量快速增長：

以新疆為例，截至

2024

年

12

月

31日，新疆新能源累計裝機規(guī)模達(dá)到

104.8GW，成為全國西部地區(qū)首個新能源裝機過億省份。2024

年全年，新疆新增新能源裝機規(guī)模40.37GW，其中光伏前三季度新增規(guī)模

12.2GW，全年預(yù)計突破

20GW。如此大規(guī)模的新增裝機導(dǎo)致市場供應(yīng)大幅增加，價格自然受到抑制。負(fù)荷增長與新能源出力不匹配：湖北

7

月價格上漲

53.91%的主要原因是負(fù)荷大幅上升，而占比較大的水電與非市場機組出力均下降，導(dǎo)致供需關(guān)系緊張。相反，浙江價格下降

40.93%的原因是負(fù)荷下降疊加非市場機組、光伏、核電出力均上升，供給增加而需求減少。區(qū)域間供需差異：西北地區(qū)新能源裝機規(guī)模大，但本地負(fù)荷有限，外送通道不足，導(dǎo)致價格低迷；而東部沿海地區(qū)負(fù)荷需求大，但本地新能源資源有限，價格相對較高。這種區(qū)域間的供需不平衡導(dǎo)致了顯著的價格差異。季節(jié)性波動：季節(jié)變化對新能源出力和電力需求都有顯著影響。例如，夏季高溫導(dǎo)致用電負(fù)荷增加，而冬季供暖也會增加電力需求。第

22

頁

共

4

3

頁同時，不同季節(jié)的光照和風(fēng)速也會影響新能源出力。這種季節(jié)性波動導(dǎo)致新能源價格呈現(xiàn)季節(jié)性變化。3.2

政策與市場機制：關(guān)鍵調(diào)節(jié)因素政策與市場機制對新能源電力現(xiàn)貨交易價格的影響日益顯著，不同省份的政策差異是導(dǎo)致價格分化的重要原因。入市規(guī)則差異：不同省份對新能源入市規(guī)則有不同規(guī)定，直接影響市場供給和價格形成。例如，浙江省統(tǒng)調(diào)風(fēng)電和光伏可以自愿入市，10%電量通過現(xiàn)貨市場進行交易，90%電量分配政府授權(quán)合約，執(zhí)行政府定價。而山東省要求所有新能源項目上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。這種入市規(guī)則的差異導(dǎo)致了不同的價格表現(xiàn)。價格限制機制：各省份對現(xiàn)貨市場價格設(shè)置了不同的上下限，這對價格波動起到了抑制作用。例如，河南省現(xiàn)貨電能量市場申報最低限價為

50

元/MWh，最高限價為

1200

元/MWh。河北南網(wǎng)連續(xù)結(jié)算試運行期間，

電能量申報價格的限價范圍為

0-1200

元/兆瓦時。這些價格限制措施防止了極端價格的出現(xiàn)，但也可能影響市場發(fā)現(xiàn)真實價格的能力。現(xiàn)貨市場建設(shè)進度：截至

2025

年，全國已有多個省份開展了現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行，但建設(shè)進度不一。例如，廣西分別在

5

月

10-19日、6

月

29-30日開展現(xiàn)貨結(jié)算試運行，兩次現(xiàn)貨日前均價分別為第

23

頁

共

4

3

頁217.19

元/兆瓦時、120.34

元/兆瓦時，價格波動較大。而河北南網(wǎng)于

3

月

1日啟動連續(xù)結(jié)算試運行，

由于年度持倉比例高，現(xiàn)貨結(jié)算試運行對新能源場站結(jié)算電價影響不大?，F(xiàn)貨市場的建設(shè)進度和運行模式直接影響新能源價格的形成機制和波動特征。綠電交易機制：綠電交易為新能源提供了額外的環(huán)境溢價，不同省份的綠電交易機制和環(huán)境溢價水平存在差異。例如，天津市參與綠電交易的新能源累計結(jié)算電量

90.27

億千瓦時，結(jié)算均價419.52

元/兆瓦時，環(huán)境權(quán)益累計結(jié)算電量45.71億千瓦時，結(jié)算均價為

7.64

元/兆瓦時。而廣東省

1-6

月綠電環(huán)境價值月度均價為

5.14

元/兆瓦時。綠電交易機制的完善程度直接影響新能源的綜合收益水平。容量補償機制：

山東省根據(jù)山東電網(wǎng)用電負(fù)荷（含備用容量）總需求，對各類型市場化機組的有效容量給予補償。按照全網(wǎng)回收長期邊際機組固定成本原則確定容量補償標(biāo)準(zhǔn)，依據(jù)系統(tǒng)總?cè)萘啃枨笈c總有效容量，設(shè)置容量供需系數(shù)。這種容量補償機制為新能源企業(yè)提供了額外的收益來源，可能影響其在現(xiàn)貨市場的報價策略。3.3

氣象條件：不可忽視的自然因素氣象條件對新能源出力和電力需求都有顯著影響，是不可忽視的自然因素。極端天氣影響：極端天氣事件如持續(xù)高溫、寒潮、臺風(fēng)等會顯著影響電力需求和新能源出力。例如，2025

年夏季的持續(xù)高溫導(dǎo)致湖北第

24

頁

共

4

3

頁等地電力負(fù)荷大幅增加，推高了電力價格。同時，極端天氣也可能影響新能源設(shè)備的正常運行，如大風(fēng)可能導(dǎo)致風(fēng)力發(fā)電機組停機，暴雨可能影響光伏發(fā)電效率。季節(jié)性氣象變化：不同季節(jié)的氣象條件差異直接影響新能源出力和電力需求。例如，夏季光照充足，光伏出力大；冬季風(fēng)速高，風(fēng)電出力大。同時，夏季空調(diào)負(fù)荷增加，冬季取暖負(fù)荷增加，導(dǎo)致電力需求呈現(xiàn)季節(jié)性變化。這種季節(jié)性變化導(dǎo)致新能源價格也呈現(xiàn)相應(yīng)的波動。區(qū)域氣象差異：不同區(qū)域的氣象條件存在顯著差異，這也是導(dǎo)致區(qū)域間新能源價格差異的重要因素。例如，西北地區(qū)光照充足，適合發(fā)展光伏發(fā)電；而東北地區(qū)冬季風(fēng)速高，適合發(fā)展風(fēng)電。這種區(qū)域氣象差異導(dǎo)致了不同區(qū)域的新能源裝機結(jié)構(gòu)和出力特性，進而影響價格走勢。天氣預(yù)測準(zhǔn)確性：天氣預(yù)測的準(zhǔn)確性直接影響市場主體的報價策略和市場出清結(jié)果。準(zhǔn)確的天氣預(yù)測可以幫助新能源企業(yè)更合理地申報出力曲線，減少偏差考核，提高收益。同時，天氣預(yù)測也是市場運營機構(gòu)制定市場規(guī)則和調(diào)度計劃的重要依據(jù)。3.4

跨區(qū)域輸電能力：價格均衡的重要因素跨區(qū)域輸電能力是影響新能源電力現(xiàn)貨交易價格的重要因素，它決定了區(qū)域間電力資源的優(yōu)化配置能力。第

25

頁

共

4

3

頁西電東送通道限制：西北地區(qū)新能源資源豐富，但本地負(fù)荷有限，需要通過西電東送通道將電力輸送到東部負(fù)荷中心。然而，現(xiàn)有輸電通道容量有限，成為制約新能源消納和價格提升的重要因素。例如，新疆的新能源價格低迷，部分原因是外送通道不足，導(dǎo)致本地市場供過于求。省間壁壘與交易機制：省間電力交易面臨著各種壁壘，包括物理壁壘（輸電容量限制）和市場壁壘（交易規(guī)則差異、利益協(xié)調(diào)等）

。這些壁壘限制了電力資源的跨省優(yōu)化配置，導(dǎo)致區(qū)域間價格差異擴大。例如，東北區(qū)域的黑龍江、吉林、遼寧新能源價格相對較高，部分原因是其與其他區(qū)域的輸電聯(lián)系相對較弱，市場相對獨立?，F(xiàn)貨市場與省間交易協(xié)同：

國家能源局近期印發(fā)的《2025

年能源工作指導(dǎo)意見》文件明確，深化全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)，加強國家、區(qū)域/省等多層次市場協(xié)同，實現(xiàn)省級電力現(xiàn)貨市場基本全覆蓋。這種多層次市場協(xié)同將有助于打破省間壁壘，促進電力資源在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置，縮小區(qū)域間價格差異。跨省跨區(qū)綠電交易：跨省跨區(qū)綠電交易是促進區(qū)域間新能源資源優(yōu)化配置的重要途徑。例如，青海省

2025

年

1-6

月跨省跨區(qū)綠電交易電量共

30.12

億千瓦時，結(jié)算均價

231

元/兆瓦時，高于省內(nèi)綠電交易均價

227.67

元/兆瓦時。這表明跨省跨區(qū)綠電交易不僅可以擴大市場空間，還可能帶來更高的環(huán)境溢價。第

26

頁

共

4

3

頁3.5

政策支持與補貼機制：歷史與未來的交織政策支持與補貼機制是影響新能源電力現(xiàn)貨交易價格的長期因素，它們既反映了歷史政策的延續(xù)性，也預(yù)示著未來政策的調(diào)整方

向。保障性收購政策調(diào)整：隨著新能源裝機規(guī)模的擴大和市場機制的完善，保障性收購政策正在逐步調(diào)整。例如，新疆

2025

年的優(yōu)先購電計劃中，不同類型光伏項目的優(yōu)先發(fā)電計劃安排不同：扶貧光伏、分布式光伏項目實行全額保障收購；特許權(quán)光伏項目按特許權(quán)協(xié)議確定的年利用小時數(shù)執(zhí)行；其他光伏項目則按

500

小時執(zhí)行。這種差異化的保障性收購政策對不同類型的新能源項目價格產(chǎn)生了不同影響。補貼退坡與平價上網(wǎng)：隨著新能源度電成本的持續(xù)下降，補貼退坡和平價上網(wǎng)成為必然趨勢。例如，江蘇省帶補貼的集中式光伏、風(fēng)電若參加綠電交易需放棄補貼；不參與綠電交易的，可保留補貼參加常規(guī)電能量交易。這種政策安排促使新能源企業(yè)在補貼和市場之間做出選擇，影響其市場行為和報價策略。容量補償機制建立：為保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，部分省份已開始建立容量補償機制。例如，山東省根據(jù)山東電網(wǎng)用電負(fù)荷（含備用容量）總需求，對各類型市場化機組的有效容量給予補償。這種機制為新能源企業(yè)提供了額外的收益來源，可能影響其在現(xiàn)貨市場的報價策略，進而影響市場價格。第

27

頁

共

4

3

頁環(huán)境價值市場化機制：隨著碳市場建設(shè)和綠電交易的推廣，新能源的環(huán)境價值正逐步實現(xiàn)市場化。例如，廣東省

2025

年

1-6

月綠電環(huán)境價值月度均價為

5.14

元/兆瓦時；天津市環(huán)境權(quán)益累計結(jié)算電量45.71億千瓦時，結(jié)算均價為

7.64

元/兆瓦時。這種環(huán)境價值市場化機制為新能源企業(yè)提供了額外的收益來源，可能影響其市場報價策略。四、典型省份價格形成機制案例分析4.1

新疆：裝機過剩與市場化探索新疆作為全國新能源裝機規(guī)模最大的省份之一，其價格形成機制具有典型意義。截至

2024

年

12

月

31日，新疆新能源累計裝機規(guī)模達(dá)到

104.8GW，成為全國西部地區(qū)首個新能源裝機過億省份。低價成因分析：新疆新能源價格低迷的主要原因是裝機規(guī)?？焖僭鲩L導(dǎo)致市場供過于求。2025

年雙邊交易中，光伏申報電量出現(xiàn)了大幅增長，對比

2024

年上漲

81%，交易電價則下降至

0.16477

元/千瓦時（164.77

元/兆瓦時）

。集中競價出清測算顯示，光伏綜合出清電價僅為

169.16

元/兆瓦時，遠(yuǎn)低于風(fēng)電的

264.88

元/兆瓦時、火電的247.72

元/兆瓦時和水電的

254.94

元/兆瓦時。優(yōu)先購電計劃：2025

年，新疆共安排優(yōu)先購電計劃電量

738.52億千瓦時，優(yōu)先發(fā)電計劃（保量保價電量）709.76

億千瓦時。其中，不同類型光伏項目的優(yōu)先發(fā)電計劃安排不同：扶貧光伏、分布式光伏第

28

頁

共

4

3

頁項目實行全額保障收購；特許權(quán)光伏項目按特許權(quán)協(xié)議確定的年利用小時數(shù)執(zhí)行；其他光伏項目按

500

小時執(zhí)行。這種差異化的保障性收購政策在一定程度上緩解了市場壓力，但未能根本改變供過于求的局面。市場化交易機制：新疆的新能源市場化交易機制正在逐步完善。普通風(fēng)、光在保障小時數(shù)之外的電量全部入市，參與市場競爭。這種機制促使新能源企業(yè)更加關(guān)注市場變化，優(yōu)化報價策略，但也加劇了市場競爭，壓低了價格。未來發(fā)展趨勢：隨著外送通道的完善和市場機制的成熟，新疆新能源價格有望逐步回升。同時，隨著儲能等新型主體的參與，市場靈活性將增強，有助于改善新能源消納和價格形成機制。4.2

山東：市場化改革的先行者山東省作為東部沿海經(jīng)濟大省，其新能源電力現(xiàn)貨交易價格形成機制具有代表性。2025

年

1-6

月

日前現(xiàn)貨均價

293.05

元/兆瓦時，實時現(xiàn)貨均價

294.94

元/兆瓦時。價格波動特征：

山東新能源價格波動明顯，3

月份現(xiàn)貨價格最低，為

264.63

元/兆瓦時；5

月份現(xiàn)貨價格最高，為

320.24

元/兆瓦時。新能源裝機尤其是光伏裝機增速較快，嚴(yán)重沖擊了

2025

年的現(xiàn)貨價格，尤其是午間時段價格下降

100

元/兆瓦時左右，凌晨和晚高峰時段價格有小幅上升。第

29

頁

共

4

3

頁入市方式差異化：

山東的新能源入市方式分為主動入市和被動入市，不同入市方式的價格存在差異。主動入市風(fēng)電結(jié)算均價

386.33

元/兆瓦時，被動入市風(fēng)電結(jié)算均價

342.22

元/兆瓦時，被動入市光伏結(jié)算均價

327.04

元/兆瓦時。這種價格差異反映了不同入市方式的風(fēng)險和收益特征。最新政策調(diào)整：

山東省近期出臺了《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》

，對新能源入市規(guī)則進行了重大調(diào)整。方案明確，對中長期市場交易，推動中長期市場價格與一次能源成本、現(xiàn)貨市場價格有效銜接；對現(xiàn)貨市場交易，新能源項目可報量報價參與現(xiàn)貨交易，也可接受市場形成的價格。這種政策調(diào)整將進一步推動山東新能源市場的市場化進程。容量補償機制：

山東建立了容量補償機制，根據(jù)山東電網(wǎng)用電負(fù)荷（含備用容量）總需求，對各類型市場化機組的有效容量給予補償。這種機制為新能源企業(yè)提供了額外的收益來源，可能影響其在現(xiàn)貨市場的報價策略。4.3

浙江：結(jié)構(gòu)分化的典型案例浙江省的新能源電力現(xiàn)貨交易價格形成機制具有明顯的結(jié)構(gòu)分化特征，2025

年

1-6

月風(fēng)電結(jié)算均價

397.13

元/兆瓦時，光伏結(jié)算均價386.33

元/兆瓦時。第

30

頁

共

4

3

頁電量結(jié)構(gòu)差異化：浙江省統(tǒng)調(diào)風(fēng)電和光伏可以自愿入市，10%電量通過現(xiàn)貨市場進行交易，90%電量分配政府授權(quán)合約，執(zhí)行政府定價。這種"90%合約+10%現(xiàn)貨"的電量結(jié)構(gòu)導(dǎo)致價格形成機制分化：大部分電量價格相對穩(wěn)定，小部分電量價格波動較大。綠電交易活躍：浙江省綠電交易較為活躍，2025

年

1-6

月綠電月度雙邊協(xié)商共計成交電量

39.5

億千瓦時，均價

398.16

元/兆瓦時；綠電月度摘掛牌共計成交電量

0.52

億千瓦時，均價419.88元/兆瓦時。綠電交易價格略高于普通新能源結(jié)算價格，反映出環(huán)境溢價的存在。價格走勢特點：與去年同期相比，浙江價格下降40.93%，主要原因是負(fù)荷下降疊加非市場機組、光伏、核電出力均上升。這種供需關(guān)系的變化導(dǎo)致價格下行，但由于

90%的電量執(zhí)行政府定價，價格波動相對可控。市場機制優(yōu)化：浙江省正在優(yōu)化市場機制，放開燃煤發(fā)電、風(fēng)電和光伏發(fā)電，確保市場化用戶可交易規(guī)模平衡。同時，鼓勵無補貼風(fēng)電和光伏參與綠電交易，鼓勵有補貼的風(fēng)電和光伏與電力用戶自主協(xié)商參與綠電交易。這些措施將進一步促進市場競爭，優(yōu)化價格形成機制。第

31

頁

共

4

3

頁4.4

湖北：供需矛盾的典型案例湖北省的新能源電力現(xiàn)貨交易價格形成機制受到供需矛盾的顯著影響，2025

年

1-6

月實時現(xiàn)貨均價

308.07

元/兆瓦時，其中

12

時點電價最低，為

165.73

元/兆瓦時，19

時點電價最高，為

393.65

元/兆瓦時。價格波動劇烈：湖北的分時電價差異顯著，19

時點電價高達(dá)393.65

元/兆瓦時，是

12

時點電價

165.73

元/兆瓦時的

2.37

倍。這種劇烈的分時價格波動反映了電力需求和新能源出力的時間分布差

異。供需矛盾突出：2025

年

7

月，湖北價格上漲

53.91%，主要原因是負(fù)荷大幅上升，而占比較大的水電與非市場機組出力均下降，導(dǎo)致供需關(guān)系緊張。這種供需矛盾的季節(jié)性變化是湖北新能源價格波動的主要原因。政策調(diào)整影響：2025

年

5

月起，湖北風(fēng)電后續(xù)月份中長期交易凈合約電量折合利用小時數(shù)上限由

35

小時調(diào)整為

60

小時，但由于現(xiàn)貨價格較低，5、6

月份風(fēng)電電能量均價有小幅下降。這表明政策調(diào)整對價格有直接影響，但效果可能受到市場條件的制約。市場機制改革：湖北省正在推進電力市場機制改革，尤其是現(xiàn)貨市場建設(shè)。隨著現(xiàn)貨市場的全面推開，新能源價格形成機制將更加市第

32

頁

共

4

3

頁場化，價格波動可能進一步加劇。同時，市場主體的報價策略和風(fēng)險管理能力也將面臨更大挑戰(zhàn)。五、未來價格走勢預(yù)測與展望5.1

短期價格走勢預(yù)測（2025

年四季度）基于當(dāng)前市場狀況和發(fā)展趨勢，對

2025

年四季度全國各區(qū)域新能源電力現(xiàn)貨交易價格走勢進行預(yù)測：西北地區(qū)：價格將繼續(xù)保持低位運行，但降幅可能收窄。新疆、甘肅、寧夏等省份的新能源價格受裝機規(guī)模大、外送通道有限等因素影響，將繼續(xù)處于全國較低水平。然而，隨著冬季用電負(fù)荷增加和外送能力的季節(jié)性提升，價格可能會有小幅回升。尤其是甘肅，

由于報價策略調(diào)整，價格可能繼續(xù)保持相對堅挺。華北地區(qū)：價格分化將繼續(xù)存在。蒙西和山西的新能源價格將繼續(xù)面臨較大壓力，尤其是山西的光伏價格可能進一步探底。山東的價格波動可能加劇，隨著《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》

的實施，市場競爭將更加激烈，價格可能繼續(xù)下行。冀北和天津的綠電市場將保持活躍，綠電價格有望維持在較高水平。華東地區(qū)：價格整體將保持相對穩(wěn)定。浙江的"90%合約+10%現(xiàn)貨"機制將繼續(xù)發(fā)揮作用，價格波動相對可控。安徽的價格可能繼續(xù)保持穩(wěn)健增長，尤其是在負(fù)荷增長的帶動下。江蘇的綠電市場將進一步發(fā)展，環(huán)境溢價可能有所提升。第

33

頁

共

4

3

頁華中地區(qū)：兩湖差異化將繼續(xù)存在。湖北的價格波動可能加劇，尤其是在水電出力不足的情況下，供需矛盾可能再次凸顯。湖南的現(xiàn)貨連續(xù)結(jié)算試運行將全面推開，新能源價格可能進一步調(diào)整，尤其是在

6

月價格大幅下跌的基礎(chǔ)上，四季度可能趨于穩(wěn)定。南方地區(qū)：廣東的市場化程度高，價格將保持相對穩(wěn)定。廣西和云南的現(xiàn)貨市場將繼續(xù)完善，價格波動可能加劇，尤其是在枯水期水電出力減少的情況下。隨著西電東送力度的加大，南方區(qū)域的價格差異可能有所縮小。東北地區(qū)：價格整體將保持較高水平。黑龍江和吉林的風(fēng)電和光伏價格有望繼續(xù)保持在全國前列。遼寧的價格波動可能加劇，尤其是在負(fù)荷增長和新能源出力季節(jié)性變化的影響下。蒙東地區(qū)的價格將繼續(xù)保持穩(wěn)定，受華北區(qū)域市場的影響有限。5.2

中長期價格趨勢展望（2026-2028

年）從中長期來看，全國新能源電力現(xiàn)貨交易價格將呈現(xiàn)以下趨勢：區(qū)域間價格差異逐步縮?。弘S著全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)的深入推進，省間壁壘將逐步打破，跨區(qū)域輸電能力將不斷提升，區(qū)域間電力資源優(yōu)化配置能力將增強，這將導(dǎo)致區(qū)域間新能源價格差異逐步縮小。尤其是隨著西電東送、北電南送等跨區(qū)域輸電通道的完善，西北地區(qū)和東北地區(qū)的新能源價格有望逐步向東部沿海地區(qū)靠攏。第

34

頁

共

4

3

頁價格波動特征將發(fā)生變化：隨著現(xiàn)貨市場的全面推開和市場主體的成熟，新能源電力現(xiàn)貨交易價格的波動特征將發(fā)生變化。短期內(nèi)，由于市場主體適應(yīng)期和市場機制不完善，價格波動可能加??；

中長期看，隨著市場主體報價策略的優(yōu)化和市場機制的完善，價格波動將趨于平穩(wěn)，價格發(fā)現(xiàn)功能將更加有效。綠電環(huán)境溢價將逐步提升：隨著碳達(dá)峰碳中和目標(biāo)的推進和綠色低碳發(fā)展理念的深入，綠電的環(huán)境價值將得到更廣泛認(rèn)可，綠電環(huán)境溢價有望逐步提升。尤其是在東部沿海經(jīng)濟發(fā)達(dá)地區(qū)和高耗能產(chǎn)業(yè)集中地區(qū)，對綠電的需求將增加，推動綠電價格上漲。價格形成機制將更加市場化：隨著保障性收購范圍的縮小和市場化交易比例的提高，新能源電力價格形成機制將更加市場化。中長期市場價格與現(xiàn)貨市場價格的銜接將更加緊密，新能源企業(yè)將更加關(guān)注市場變化，優(yōu)化報價策略，提高市場競爭力。新型市場主體將影響價格形成：隨著儲能、虛擬電廠、

電動汽車等新型市場主體的參與，

電力市場的靈活性和調(diào)節(jié)能力將增強，這將對新能源電力現(xiàn)貨交易價格產(chǎn)生深遠(yuǎn)影響。例如，儲能可以在新能源出力過剩時充電，在電力需求高峰時放電，平抑價格波動；虛擬電廠可以聚合分布式能源資源，提高市場競爭力，影響市場價格。第

35

頁

共

4

3

頁5.3

政策調(diào)整對未來價格的潛在影響未來政策調(diào)整將對新能源電力現(xiàn)貨交易價格產(chǎn)生重要影響，主要體現(xiàn)在以下幾個方面：保障性收購政策調(diào)整：隨著新能源裝機規(guī)模的擴大和市場機制的完善，保障性收購政策將逐步調(diào)整。保障性收購范圍將縮小，市場化交易比例將提高，這將增加新能源企業(yè)的市場風(fēng)險，但也將促進市場競爭，優(yōu)化資源配置。例如，山東省已要求所有新能源項目上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成?，F(xiàn)貨市場建設(shè)加速：根據(jù)國家能源局《2025

年能源工作指導(dǎo)意見》

，省級電力現(xiàn)貨市場將基本全覆蓋。隨著現(xiàn)貨市場的全面推開，新能源電力價格形成機制將更加市場化，價格波動可能加劇。同時，市場主體的報價策略和風(fēng)險管理能力將面臨更大挑戰(zhàn)。跨省跨區(qū)交易機制完善：隨著全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)的推進，跨省跨區(qū)交易機制將更加完善，區(qū)域間電力資源優(yōu)化配置能力將增強。這將有助于縮小區(qū)域間價格差異，促進全國統(tǒng)一電力市場的形成。同時，跨省跨區(qū)綠電交易將得到鼓勵，環(huán)境溢價有望在更大范圍內(nèi)實現(xiàn)。輔助服務(wù)市場建設(shè)：輔助服務(wù)市場是保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的重要支撐，也是影響新能源消納和價格的重要因素。隨著輔助服務(wù)市場的建設(shè)和完善，新能源企業(yè)參與輔助服務(wù)的積極性將提高，這將第

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3

頁為新能源企業(yè)提供額外的收益來源，可能影響其在現(xiàn)貨市場的報價策略。容量補償機制建立：為保障電力系統(tǒng)長期可靠性，容量補償機制將在更多省份建立。容量補償機制將為新能源企業(yè)提供固定收益來源，降低其市場風(fēng)險，可能影響其在現(xiàn)貨市場的報價策略，進而影響市場價格形成。六、投資與市場參與策略建議6.1

新能源發(fā)電企業(yè)策略建議針對新能源發(fā)電企業(yè)，提出以下策略建議：優(yōu)化報價策略：根據(jù)市場供需變化和價格波動特征，優(yōu)化日前和日內(nèi)報價策略。例如，在負(fù)荷高峰時段適當(dāng)提高報價，在新能源出力高峰時段適當(dāng)降低報價，提高整體收益。同時，關(guān)注天氣預(yù)測和市場預(yù)測，動態(tài)調(diào)整報價策略。差異化入市方式：根據(jù)自身特點和市場條件，選擇合適的入市方式。例如，山東的新能源企業(yè)可根據(jù)市場情況選擇主動入市或被動入市，

以獲取更高的收益。浙江的新能源企業(yè)可積極參與綠電交易，獲取更高的環(huán)境溢價。加強風(fēng)險管理：建立健全風(fēng)險管理體系，通過中長期合約鎖定部分收益，降低現(xiàn)貨市場價格波動風(fēng)險。例如，河北南網(wǎng)的新能源企業(yè)第

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頁由于年度持倉比例高，現(xiàn)貨結(jié)算試運行對其影響有限。同時，可通過金融衍生品工具進一步對沖價格風(fēng)險。提升技術(shù)能力：加強新能源發(fā)電預(yù)測技術(shù)和設(shè)備運維能力，提高出力預(yù)測準(zhǔn)確性，減少偏差考核，提高收益。同時，積極探索儲能、智能電網(wǎng)等新技術(shù)應(yīng)用，提高新能源消納能力和市場競爭力。參與輔助服務(wù)：積極參與調(diào)頻、調(diào)峰等輔助服務(wù)市場，拓展收益來源。例如，山東建立了容量補償機制，為新能源企業(yè)提供了額外的收益來源。參與輔助服務(wù)不僅可以提高系統(tǒng)靈活性，還可以增加企業(yè)收益，實現(xiàn)雙贏。6.2

電力用戶策略建議針對電力用戶，提出以下策略