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隨著電力市場化交易比重提高，國內電價下行的趨勢越來越明顯。多家發電企業發布的數據顯示，今年上半年，上網電價出現了不同幅度的下降，對凈利潤率等指標產生了一定沖擊。業內人士認為，電價下行主要是受到政策、供需、成本以及現貨市場等因素影響。
日前，山東省公示了2025年度新能源機制電價競價出清結果，既是全國首個公布機制電價的省份，也是新能源市場化交易的關鍵節點，為后續省份競價提供了重要參考。不過，本次競價中，光伏機制電價僅為0.225元/kWh，較煤電基準價下浮43%，這一情況也引發了業內警覺。
電價變動正深刻影響發電企業的投資決策行為。針對山東的競價情況，一位業內人士向記者感慨，可能會放棄在該地區投資光伏項目。也有主營光伏電站的上市公司表示，將重構光伏發電項目的測算模型。業內人士建議，發電企業要充分發揮自身的主觀能動性，主動理解并參與電力市場規則，不斷強化自身的運營能力，而不是被動地適應電價變化。
電價下行侵蝕
發電企業收益
龍源電力披露的數據顯示，今年上半年，公司所有發電業務的平均上網電價為399元/兆瓦時（不含增值稅），較2024年同期下降23元/兆瓦時。
其中，風電平均上網電價422元/兆瓦時（不含增值稅），較2024年同期下降16元/兆瓦時，主要是由于風電市場交易規模擴大，平價項目增加以及結構性因素導致。光伏平均上網電價人民幣273元/兆瓦時（不含增值稅），較2024年同期下降5元/兆瓦時。
中廣核新能源則提到，上半年，中國風電項目的發電量輕微上升，電價在激烈的市場競爭下輕微下跌，與此同時，由于市場競爭激烈，太陽能項目電價下跌。大唐新能源也提到，今年上半年，公司凈利潤率較2024年同期的29.90%下降至27.89%，主要是受電價下滑等因素影響。
《國家發展改革委國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（下稱“136號文”）是今年出臺的對電力市場影響最深刻的政策之一。
協鑫能科晟能公司副總經理錢亞南向記者表示，136號文明確新能源全電量無差別參與電力市場交易，這使新能源電價更多地由市場供需決定，推動了電價下行。
此外，錢亞南指出，動力煤價格中樞不斷下移，煤價下跌使得火電成本下降，火電企業為搶占市場份額，以地板價成交換取基數電量，這也對光伏和風電電價形成了壓力。而且，光伏產業技術進步和產能擴張，成本下降空間相對較大，也在一定程度上導致光伏電價降幅更為明顯。
不過，也有受訪人士向記者表示，關于電價下行的判斷，以及不同種類電源電價的比較暫時還不好下結論，還需要一些時間和數據來做具體分析。
記者注意到，多家上市公司在2025年半年報中提到了電力市場風險。長江電力稱，電力市場化改革持續推進，中長期、現貨、輔助服務市場加速建設；新能源裝機大規模并網發電，以及宏觀經濟形勢變化、氣候波動影響，給電力供需帶來不確定性。
華能國際則提到，新能源全面入市交易，中長期市場供給量躍升，新能源邊際成本遠低于煤電，將對市場價格造成一定沖擊；隨著現貨市場全面鋪開，疊加新能源裝機持續增長，在供需寬松情況下，現貨市場競爭更加激烈，電能量價格將呈下行趨勢，或將影響公司總體收益。
市場化交易電量比重超六成
電價大幅波動的核心原因是，中國進一步深化電力市場化改革，電力市場化交易發展迅速。
數據顯示，今年1—6月，全國累計完成市場交易電量2.95萬億千瓦時，同比增長4.8%，市場化交易電量占全社會用電量比重攀升至60.9%；跨省跨區交易電量6707億千瓦時，同比增長18.2%，有力促進了電力資源在更大范圍內的優化調配。
政策層面，除136號文以外，今年4月，國家發改委、國家能源局出臺《關于全面加快電力現貨市場建設工作的通知》，標志著中國電力市場化改革進入深水區，徹底終結了此前區域試點分散、規則不統一的“碎片化”格局，為構建全國統一電力市場按下“加速鍵”。
7月，《跨電網經營區常態化電力交易機制方案》正式獲批，標志著全國統一電力市場建設取得制度性突破。通過建立跨網交易目錄電價、統一結算規則及綠證互認機制，打破區域市場壁壘。
“全國多層次電力市場體系加速形成，省間、區域、省內中長期交易常態化，輔助服務市場機制深化，19個省級現貨市場試運行，山西、廣東等6省現貨市場也正式運行。”錢亞南向記者說。
在綠色和平氣候與能源項目主任呂歆看來，伴隨新能源參與市場的推進，從綠色電力市場建設的角度來看，多個省、市、地區在加速推進現貨市場建設、輔助服務市場、創新多樣化靈活的綠電交易和消費機制等方面已經開展了具備地方優勢的特色實踐。
本次山東省136號文落地結果是電力市場化交易的最新進展，整體來看，山東此次的入選電量中，光伏和風電的機制電價分別為0.225元/kWh、0.319元/kWh，較煤電基準價0.3949元/kWh分別下浮43%和19.2%。
“中午12點的太陽沒啥特別，晚上8點的太陽才稀缺。”談到本次競價結果，山東省太陽能行業協會常務副會長兼秘書長張曉斌向記者表示，午間光伏大發的時候所有能源都在發電，而火電靈活調節機組規模不能無限壓降，結果就是在電力供應過剩的時候棄光棄風。不過，風電在夜間也能提供一定電力供應，整體來看，光伏的競爭力較弱，如果不配儲能錯峰發電，那光伏電價也就顯而易見了。
這一情況也可以從另一個角度觀察，今年上半年，全國可再生能源新增裝機2.68億千瓦，同比增長99.3%，約占新增裝機的91.5%。其中，風電新增5139萬千瓦，太陽能發電新增2.12億千瓦。
錢亞南指出，從供需來看，上半年光伏裝機量迅猛增長，導致電力市場供大于求的矛盾更加突出，從而壓低了光伏電價；相比之下，風電裝機的增長速度相對較慢，對風電電價的影響較小。
“控成本、強交易”應對市場挑戰
“隨著新能源比例增大，新能源交易市場化程度越大，電價的波動也會越大。”廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強向記者表示，風電、光伏帶有“靠天吃飯”的屬性，會直接影響電價。目前，風電、光伏占電力總裝機的比重不到20%，未來，新能源市場份額越來越大，將進一步放大電價波動幅度，發電企業必須根據這一趨勢做出相應調整。
不過，這并不意味著發電企業無利可圖。綠色和平氣候與能源項目經理高雨禾向記者表示，電價波動主要受到電力供需變化影響，尤其在現貨市場，發電企業依然可以利用配置儲能等峰谷價差套利模式賺取收益。
同時，發電企業也需要考慮未來綠電消費的新增長點在哪里，比如在靠近綠電負荷需求的數據中心或零碳園區等開發更多元化的應用場景。例如，國家能源局近期發布的文件就提出了未來新能源+人工智能的融合應用發展領域和場景。
“隨著全國統一電力大市場建立和完善，發電企業可以積極布局虛擬電廠平臺，來參與需求響應從而獲得補貼或獎勵，也可以將虛擬電廠作為獨立的市場主體參與現貨交易和輔助服務市場，亦可以通過虛擬電廠整合分布式電源，優化調度和管理來降低棄電率，增加發電收益。”高雨禾說道。
在錢亞南看來，136號文發布實施后，發電企業在新能源項目投資選擇策略上發生了一系列變化，更加注重成本控制、項目選址、交易能力提升等方面，以適應市場化改革的要求。
“電價會呈現周期性波動，未來電價走向在不同時段和區域會有分化，整體面臨下行壓力，但部分時段和區域可能上漲。”錢亞南認為，發電企業需要從優化電源結構、加強成本控制、提升市場交易能力等方面調整經營策略。
上市公司太陽能在機構調研中表示，公司將通過精細化管理，嚴格控制光伏發電項目建設及運營成本、提高電力交易能力。具體到項目開發上面，著力加強靠近負荷中心的項目開發，同時結合各省頒布的136號文實施細則，分析各省電量交易具體規則及開發新模式方案，有針對性地開展綠色區域開發。適時調整電價評估方法和投資測算模型，壓實項目投資成本管控。
“針對電價波動的挑戰，長期購電協議可以成為發電企業促進可再生能源消納，提供穩定的電價收入預期的有效策略之一。”呂歆表示，對于有意向投資建設可再生能源項目的發電企業，長期購電協議能夠拓展項目的投融資渠道，通過長期購電協議，還可以鎖定穩定優質的電力用戶，并以可預期的電價收入獲得項目前期投資與測算的支持。
