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根据国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)中的规定,中长期价格以煤电基准价为基础,上下浮动原则上不超过20%。江苏省煤电基准价为391元/兆瓦时,据此计算,中长期交易的价格浮动范围为469.2~312.8元/兆瓦时之间。而2025年6月江苏电力集中竞价交易成交均价恰好触及这一浮动区间的下限——312.8元/兆瓦时,显示出市场价格已至“地板价”。
进一步对比江苏2024年和2025年集中竞价交易成交均价,可以发现价格下行趋势显著。2024年成交均价维持在410~446元/兆瓦时之间。而2025年上半年则下滑至312.8~411元/兆瓦时,较2024年同比平均下降了11.5%。尤为引人注意的是,6月份成交均价同比下降幅度高达23.7%,创下了近年来单月最大降幅(原因见第二部分分析)。
从2024年底开始,江苏省2025年年度长协交易已释放出电价下行的信号。2024年年度长协交易均价为452.945元/兆瓦时,而2025年则下降至412.45元/兆瓦时,同比下降了8.94%。这一趋势表明,市场主体对未来电价走势的预期已发生转变,中长期电力交易价格呈现出下行态势。
广东:中长期交易价格持续走低
5月28日,广东2025年6月中长期交易情况公布,6月份月度综合价372.70厘/千瓦时,其中集中竞价(两场)交易总成交量2.7亿千瓦时,成交均价为372.68厘/千瓦时。
2025年上半年,广东中长期交易综合价比较平稳,在372.44~377.75厘/千瓦时之间浮动。
与江苏不同的是,广东从2024年下半年开始,集中竞价交易价格持续走低。根据广东省《关于2025年电力市场交易有关事项的通知》,2025年广东中长期交易的价格浮动范围为372~554厘/千瓦时之间。从2024年6月到2025年6月,成交均价维持在372.12~400.24厘/千瓦时之间,其中2024年7月达到最低点——372.12厘/千瓦时,仅较最低下限高0.12厘/千瓦时。2025年上半年,广东集中竞价交易均价除了3月份超过400厘/千瓦时之外,其余月份在372.4~378.6厘/千瓦时之间浮动。
山东:光伏现货均价创历史新低
2025年4月,山东分布式光伏现货交易均价跌至0.0159元/千瓦时(度电电价约1分6),这一价格创下了中国电力市场化改革以来的最低纪录。回顾过去,2024年山东电力现货市场光伏发电结算均价为0.17元/千瓦时;2025年1至3月,结算均价为0.073元/千瓦时;而到了2025年4月,结算均价骤降至0.016元/千瓦时。
2025年第一季度,山东光伏装机达到80.64GW,位居全国第一。然而,光伏发电在出力高峰的10至16点时段,竟成为深谷电价时段,电价不到0.05元/千瓦时。以山东某光伏电站为例,若按照1.6分/千瓦时的电价结算,相比去年同期0.3元/千瓦时的电价,年收益将减少约60%。
蒙西:电力现货市场价格连降
今年以来,蒙西电力现货市场价格连续下降,现货市场出清均价由1月份的344元/兆瓦时逐月降低至4月份的153元/兆瓦时,降幅达到56%。1-5月,蒙西电力现货市场出清均价比去年同期降低52%。
蒙西电网新能源供给显著增多,新能源日均出清电量3.5亿千瓦时,同比增长29.2%。5月份,蒙西电力现货市场全月累计出清新能源电量113.6亿千瓦时,同比增长25%,新能源发电能力显著增强,占总出清电量的比例达到43%。
蒙西电力现货市场实时出清价格随新能源出力波动,产生明显变化,日出清最大价差达到1.5元/千瓦时,日峰谷价差平均值达0.77元/千瓦时,有效激发储能等电力系统调节资源的积极性,为新型主体生存发展创造了空间。
原因初探:多重因素推动电价下行
江苏、广东两省集中竞价交易出现“地板价”,山东、蒙西现货均价大幅下降的现象,背后是多重因素共同作用的结果。
煤价跳水
煤炭价格的回落是推动电价下行的重要因素之一。近期,全球动力煤价格已跌至四年半以来的新低,国内动力煤现货价也跌至618元/吨,同比跌幅超过30%。火电企业在“边际成本”优势下,被迫加入价格战,通过“电量+容量+辅助服务”的综合盈利模式,采取“以价换量”的策略来保住市场份额。
新能源涌入
新能源成交电量占比的提升也对电价产生了显著影响。随着新能源技术的不断进步和装机容量的快速增长,新能源在电力市场中的份额逐渐扩大。由于新能源发电成本相对较低,且受政策扶持力度较大,其成交电量的增加有助于拉低整体电价水平。
中长期、现货相互影响
以江苏地区为例,江苏自2025年6月起正式开展电力现货市场长周期结算试运行,对中长期市场交易价格也造成了一定影响。从售电侧角度来看,若已签订的中长期合约价格高于当前现货价格,售电公司可通过在现货市场低价购电来覆盖合约电量,从而赚取价差收益。在江苏电力现货市场长周期结算运行后,售电公司可以更灵活地选择现货低价的时段进行采购,以降低购电成本。这一策略促使售电公司在集中竞价交易中报出更低的价格,进而导致整体交易均价走低。
结语:未来何去何从?
当下,从各地成交价不难看出,电力市场电价持续下行已成不可逆转的发展态势。这一形势对市场主体提出了更高要求,各方必须密切关注市场动态与政策变化,灵活调整交易策略,以有效应对潜在风险。
对于新能源企业而言,在现货市场蓬勃发展的背景下,需积极求变。一方面,要对传统功率预测进行全面升级,以契合现货交易对精准度与实时性的高要求。另一方面,短期和中期交易对应的新能源发电量预测模型也亟待发展与优化。
未来,构建完善的电力市场机制是关键。容量补偿、辅助服务、绿电绿证等机制需协同发力,保障新能源在低电价情况下仍有获利空间,或将成为电力市场发展的核心要点。
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