2027年广东年度长协电价预期在0.45元/度左右，核心逻辑是覆盖1,000元/吨高位煤价带来的度电成本。售电公司盈利模式从赚取固定价差转向优化采购组合，2026年煤价上行导致大规模亏损，促使2027年谈判策略由低价抢客转为成本联动，恶性价格竞争趋于消失。
江苏与广东市场分化：江苏供需相对宽松且光伏装机近1亿千瓦，现货市场呈现典型“鸭型曲线”，煤电机组结算均价因峰谷价差拉大而略高。电力市场化改革趋势：年度长协强制比例将从80%逐步下调，山东、甘肃等省份通过提高容量电价补偿（如辽宁拟提至370元千瓦·年）来对冲中长期交易占比下降。
新能源收益分化：风电因出力分布均匀且在晚高峰定价，全天平均电价优于光伏；光伏大省午间易现负电价，倒逼煤电进行灵活性改造以实现“以量换价”。定价锚点效应：江苏、广东四季度交易价格对全国及区域年度长协具有强指导意义；南方区域现货市场转正运行将推动五省电价在现货层面趋同。
2026年以来，广东和江苏等省份的电力现货与月度交易价格呈现先是现货价格上涨，进而带动次月月度交易价格上涨的趋势。背后逻辑是煤炭价格水平决定了电力现货价格在较长周期内的中枢，而供需关系的短期波动则主要影响峰谷价差。具体到2026年，上半年广东价格持续上涨，下半年价格的整体抬升则主要是由供需关系以及更为关键的煤价上涨共同驱动的。
发电侧企业对2027年年度长协电价的签订预期是0.45元/度甚至0.48元/度，定价逻辑主要基于煤价成本。售电公司在2027年年度长协谈判中的策略已根本性转变，从低价抢客转为成本联动，政府层面也在推动改革，如江苏取消固定套餐模式，广东预期将调整，转而推广将批发侧购电成本直接传导给用户的模式。
在新的市场机制下，售电公司通过调整年度、月度和现货的交易组合来构建其盈利模式，核心策略在于精准判断未来价格走势，并据此调整三者合约比例。若预测年度长协价格是相对低点，而未来的月度及现货价格会更高，那么售电公司会倾向于锁定更高比例的年度长协合约，以拉低全年的平均购电成本。
综合近期市场数据和历史对比，2027年广东年度长协签约价的合理区间预计在0.45元/度左右。此判断主要基于近期价格势、与2025年的成本对比以及发用双方对2027年价格预期的一个相对均衡点。
江苏省的电力市场情况与广东大体相似，但也存在显著差异。相同之处在于自2026年9月以来，受煤价上涨影响，两省的交易价格均持续上涨。不同之处主要体现在供需关系方面，江苏的供需形势比广东相对宽松；市场结构方面，江苏的新能源装机规模庞大，光伏装机接近1亿千瓦，但其参与年度交易的电量比例偏低，导致煤电机组的最终结算均价会略高于其年度和月度的交易均价。
广西等地售电公司被要求采用固定套餐模式，若未来零售侧的固定套餐模式发生变化，预计未来几年，年度交易比例会逐步放宽，从80%降至70%、60%，再到50%，最终取消强制要求。当容量电价能够完全给足时，年度交易的强制比例要求最终将会取消。
在商谈次年年度长协时，主要的定价锚是参考最后几个月的月度交易均值，特别是第四季度煤价的影响最大。历史数据显示，许多年份的年度交易价格与最后一个季度的月度交易价格平均值基本持平，或有小幅偏差。此逻辑主要适用于煤电占比较高的省份，如东部沿海地区。
浙江省2026年的交易方案规定核电机组50%电量签订年度合同，10%进入现货市场，40%为政府授权合约，仅适用于省调机组（如三门核电和秦山一期），不涵盖所有核电机组。对于送华东电网的机组，其市场化交易通过省间市场进行。
在煤炭价格上涨推动年度长协或月度交易价格走高的情况下，浙江省的新能源发电企业能从中受益，因为新能源机组除了直接参与市场交易的部分，其余大部分电量通常按照现货月度均价进行结算，该均价在很大程度上由煤电报价决定。
对于明年（2027年）新能源的基准电价，东部省份是否存在上涨可能，其核心逻辑是否与煤电占比及负荷状况相关？同时，西部非煤电主导地区的基准电价趋势将如何演变，是下滑还是持平？总体趋势是东部电价高于西部。东部省份的新能源装机占比较低，因此基准电量比例相对较高，长期来看，这些省份的电价将呈现缓慢下降的趋势。相比之下，许多西部新能源大省从早期就已有很大部分电量进入市场化交易，存量项目的基准电量比例本身就较低，导致在某些情况下，增量项目首次参与竞价就可能出现极低的价格，从而影响投资积极性。受此影响，今年（2026年）的装机增量不及去年（2025年），进而推动了明年（2027年）的竞价结果回升。
自去年（2025年）136号文实施以来，风电因其发电连续性较好，其收益率下降幅度似乎小于光伏。展望2027年及以后，风电和光伏各自的收益率变化趋势将如何？预计风电仍将高于光伏，但两者差距可能不会再扩大。在市场化电价方面，光伏集中在午间发电导致低电价的因素将持续存在，而晚高峰时段的电价若因煤价上涨而走高，将继续对风电收益形成支撑。因此，风电的全天平均电价仍将优于光伏。
当前电力市场化交易在多大程度上能够稳定火电企业的盈利，尤其是在成本上涨时？成本传导的顺畅度与容量电价机制的完善程度密切相关。在容量电价未能给足的省份，未被覆盖的固定成本需要摊薄到电量电价中回收。发电企业倾向于在年度交易中将这部分成本加入报价，导致年度价格高于月度及现货价格。在煤价上行周期，这部分成本的回收将变得更加困难。
在新能源大省，当中午光伏大发导致现货电价极低时，煤电企业是否会因日内启停的损伤或风险而选择亏损发电？取消中长期合约下限后，发电侧和用户侧是否还有意愿签订合约？发电侧会通过签订一定比例的长协来对冲现货市场的价格波动风险。同样，用户侧和售电公司也愿意签订一定比例的合约，因为并非所有时间光伏都能足额发电，阴雨天等情况仍会导致中午出现高电价。
随着电力市场交易策略日益重要，售电公司盈利水平在2026年出现明显下降，这是否会促使市场交易向更高频次、更短周期的方向发展，并可能催生发电侧与售电侧之间形成协同报价策略？未来的趋势确实如此。随着现货市场逐步转正以及新能源渗透率的提升，市场对交易精细化的需求愈发强烈。新能源发电具有间歇性和波动性，需要更高频次、更细颗粒度的交易来不断调整合约仓位，使其更贴近实际发电曲线，从而有效规避风险。
在构建全国统一电力市场的过程中，不同区域的省份在推进市场化改革时是否对来年的年度长协定价具有较强的参考意义？华东区域确实存在以江苏省交易结果为参考锚点的情况，尤其是江苏、浙江、安徽等省份。江苏省四季度的交易价格对华东地区及全国其他地区的年度长协定价具有重要指导作用。同样，广东省四季度的价格也对其所在区域及相关市场产生显著影响。不过，对于广西、贵州等省份，其电价走势更多是受自身基本面（如煤价上涨）驱动，而非简单对标广东。
