2025年全国新能源电力现货交易价格走势深度研究报告

目录 一、研究背景与市场概况.............................................1二、区域市场价格走势分析...........................................22.1华北区域：冀北高价领跑，蒙西低价承压.........................22.1.1冀北地区：高溢价绿电市场...................................22.1.2蒙西地区：低价运行，波动明显...............................22.1.3山西：光伏电价创全国新低...................................32.1.4山东：价格下行压力加大.....................................42.2华东区域：浙江领跑，安徽稳健.................................52.2.1浙江：结构分化明显.........................................52.2.2江苏：绿电溢价明显.........................................62.2.3安徽：稳中有升.............................................72.3华中区域：两湖差异化明显.....................................72.3.1湖北：供需矛盾推动价格上涨.................................72.3.2湖南：结算机制改革引发价格波动.............................82.4南方区域：广东主导，广西探底.................................92.4.1广东：市场化程度高，价格相对稳定...........................92.4.2广西：现货试运行价格探底..................................10 2.4.3云南：清洁能源大省价格优势明显............................112.5西北区域：低价为主，区域分化................................122.5.1新疆：价格持续探底........................................122.5.2甘肃：稳中有升............................................132.5.3宁夏：价格相对均衡........................................142.5.4陕西：价格相对较高........................................152.5.5青海：价格稳步上涨........................................162.6东北区域：价格整体偏高，辽宁波动显著........................172.6.1黑龙江：价格相对稳定......................................172.6.2吉林：市场化程度提高......................................182.6.3辽宁：价格波动明显........................................192.7其他区域：冀南、天津各具特色................................202.7.1冀南（河北）：现货试运行影响有限..........................202.7.2天津：绿电市场活跃........................................21 3.1市场供需关系：核心决定因素..................................223.2政策与市场机制：关键调节因素................................233.3气象条件：不可忽视的自然因素................................243.4跨区域输电能力：价格均衡的重要因素..........................253.5政策支持与补贴机制：历史与未来的交织........................27四、典型省份价格形成机制案例分析..................................284.1新疆：装机过剩与市场化探索..................................28 4.2山东：市场化改革的先行者....................................294.3浙江：结构分化的典型案例....................................304.4湖北：供需矛盾的典型案例....................................32五、未来价格走势预测与展望........................................335.1短期价格走势预测（2025年四季度）............................335.2中长期价格趋势展望（2026-2028年）...........................345.3政策调整对未来价格的潜在影响................................36六、投资与市场参与策略建议........................................376.1新能源发电企业策略建议......................................376.2电力用户策略建议............................................386.3政策制定者策略建议..........................................396.4金融机构策略建议............................................40七、结论..........................................................41 一、研究背景与市场概况 2025年是中国电力市场化改革的关键一年，国家能源局明确提出深化全国统一电力市场建设，加强国家、区域/省等多层次市场协同，实现省级电力现货市场基本全覆盖。在这一政策背景下，全国各省份新能源电力现货交易市场呈现出不同的发展路径和价格走势。 截至2025年8月底，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量29484.9亿千瓦时，同比增长4.8%，占全社会用电量比重为60.9%。 其中国家电网区域交易电量22741.4亿千瓦时，同比增长3.3%；南方电网区域交易电量5237.8亿千瓦时，同比增长14.2%；内蒙古电力交易中心交易电量1505.7亿千瓦时，同比下降0.4%。 新能源电力作为电力市场的重要组成部分，其价格走势既受到市场供需关系的影响，也受到政策调整、天气条件、跨区域输电能力等多种因素的综合作用。 本研究报告将深入分析2025年1-7月全国各省份新能源电力现货交易价格走势特征、影响因素及未来发展趋势，为相关市场主体提供决策参考。 二、区域市场价格走势分析 2.1华北区域：冀北高价领跑，蒙西低价承压 2.1.1冀北地区：高溢价绿电市场 冀北地区作为华北区域新能源资源较为丰富的地区，其新能源电力交易价格处于全国较高水平。2025年1-6月，冀北地区新能源交易结算电量238.07亿千瓦时，结算均价高达398.27元/兆瓦时。其中绿电结算电量196.01亿千瓦时，结算均价更是达到419.09元/兆瓦时，显示出较高的环境溢价。 冀北地区新能源高价的形成主要源于其较为完善的绿电交易机制和较高的环境价值认可度。这一价格水平不仅反映了市场对清洁能源的需求偏好，也体现了该地区在推动绿色电力交易方面的成效。 2.1.2蒙西地区：低价运行，波动明显 与冀北形成鲜明对比的是蒙西地区，2025年1-6月，蒙西累计交易电量1206.18亿千瓦时，其中风电交易电量275.4亿千瓦时，交易均价219.6元/兆瓦时；光伏交易电量86.59亿千瓦时，交易均价236.2元/兆瓦时。而从结算角度看，蒙西1-6月累计结算电量1432.3亿千瓦时，其中风电结算电量410.82亿千瓦时，结算均价仅为157.97元/兆瓦时；光伏结算电量146.69亿千瓦时，结算均价177.95元/兆瓦时。 蒙西新能源价格的低迷主要受以下因素影响： 1.新能源装机规模庞大，市场供应充足 2.本地消纳能力有限，外送通道存在瓶颈 3.现货市场价格波动较大，特别是6月份结算价格出现较大跌幅 4.与去年同期相比，蒙西呼包西价格下降幅度高达-76.50%，主要原因是新能源整体出力增长较需求增加更显著，同时报价低于去年同期 从月度数据看，蒙西地区新能源价格波动明显，尤其是在6月开展现货连续结算试运行后，价格出现明显下行趋势。 2.1.3山西：光伏电价创全国新低 山西作为能源大省，2025年1-6月新能源交易呈现出明显的价格分化。数据显示，山西现货机组风电结算电量264.02亿千瓦时，结算均价228.97元/兆瓦时；而光伏结算电量52.66亿千瓦时，结算均价仅为105.87元/兆瓦时，创下全国光伏电价新低。 山西光伏电价超低的原因主要有： 1.光伏装机容量快速增长，市场供应过剩 2.电力现货市场日前均价和实时均价相对较低，分别为281.93元/兆瓦时和279.51元/兆瓦时 3.省内消纳能力有限，外送通道紧张 4.火电在市场中占据主导地位，对新能源价格形成压制 值得注意的是，山西绿电结算电量53.12亿千瓦时，结算均价352.19元/兆瓦时，明显高于普通新能源交易价格，反映出绿电环境价值在山西市场的认可。 2.1.4山东：价格下行压力加大 山东作为东部沿海经济大省，2025年1-6月日前现货均价293.05元/兆瓦时，实时现货均价294.94元/兆瓦时，其中3月份现货价格最低，为264.63元/兆瓦时；5月份现货价格最高，为320.24元/兆瓦时。 山东新能源价格走势呈现以下特点： 1.与去年同期相比，7月价格下降了8.24%，主要是因为外受与光伏出力均上升，供给增加较需求上升更显著，而且今年报价较去年同期有所下降 2.新能源装机尤其是光伏装机增速较快，严重冲击了2025年的现货价格，尤其是午间时段价格下降100元/兆瓦时左右，凌晨和晚高峰时段价格有小幅上升 3.主动入市风电结算均价386.33元/兆瓦时，被动入市风电结算均价342.22元/兆瓦时，被动入市光伏结算均价327.04元/兆瓦时，反映出不同入市方式对价格的影响 山东近期出台了《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》，对新能源入市规则进行了重大调整，这可能对未来价格走势产生深远影响。 2.2华东区域：浙江领跑，安徽稳健 2.2.1浙江：结构分化明显 浙江省2025年1-6月风电结算电量64.85亿千瓦时，结算均价397.13元/兆瓦时；光伏结算电量36.2亿千瓦时，结算均价386.33元/兆瓦时。在绿电交易方面，浙江省绿电月度双边协商共计成交电量39.5亿千瓦时，均价398.16元/兆瓦时；绿电月度摘挂牌共计成交电量0.52亿千瓦时，均价419.88元/兆瓦时。 浙江新能源价格走势的特点： 1.90%电量政府授权合约电价+10%现货交易的机制，使得价格相对稳定 2.与去年同期相比，浙江价格下降40.93%，主要原因是负荷下降叠加非市场机组、光伏、核电出力均上升 3.风