随着电力市场化交易比重提高，国内电价下行的趋势越来越明显。
多家发电企业发布的数据显示，今年上半年，上网电价出现了不同幅度的下降，对净利润率等指标产生了一定冲击。业内人士认为，电价下行主要是受到政策、供需、成本以及现货市场等因素影响。
日前，山东省公示了2025年度新能源机制电价竞价出清结果，既是全国首个公布机制电价的省份，也是新能源市场化交易的关键节点，为后续省份竞价提供了重要参考。不过，本次竞价中，光伏机制电价仅为0.225元/kWh，较煤电基准价下浮43%，这一情况也引发了业内警觉。
电价变动正深刻影响发电企业的投资决策行为。针对山东的竞价情况，一位业内人士向记者感慨，可能会放弃在该地区投资光伏项目。也有主营光伏电站的上市公司表示，将重构光伏发电项目的测算模型。业内人士建议，发电企业要充分发挥自身的主观能动性，主动理解并参与电力市场规则，不断强化自身的运营能力，而不是被动地适应电价变化。
电价下行侵蚀发电企业收益
龙源电力披露的数据显示，今年上半年，公司所有发电业务的平均上网电价为399元/兆瓦时（不含增值税），较2024年同期下降23元/兆瓦时。
其中，风电平均上网电价422元/兆瓦时（不含增值税），较2024年同期下降16元/兆瓦时，主要是由于风电市场交易规模扩大，平价项目增加以及结构性因素导致。光伏平均上网电价人民币273元/兆瓦时（不含增值税），较2024年同期下降5元/兆瓦时。
中广核新能源则提到，上半年，中国风电项目的发电量轻微上升，电价在激烈的市场竞争下轻微下跌，与此同时，由于市场竞争激烈，太阳能项目电价下跌。大唐新能源也提到，今年上半年，公司净利润率较2024年同期的29.90%下降至27.89%，主要是受电价下滑等因素影响。
《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（下称“136号文”）是今年出台的对电力市场影响最深刻的政策之一。
协鑫能科晟能公司副总经理钱亚南向记者表示，136号文明确新能源全电量无差别参与电力市场交易，这使新能源电价更多地由市场供需决定，推动了电价下行。
此外，钱亚南指出，动力煤价格中枢不断下移，煤价下跌使得火电成本下降，火电企业为抢占市场份额，以地板价成交换取基数电量，这也对光伏和风电电价形成了压力。而且，光伏产业技术进步和产能扩张，成本下降空间相对较大，也在一定程度上导致光伏电价降幅更为明显。
不过，也有受访人士向记者表示，关于电价下行的判断，以及不同种类电源电价的比较暂时还不好下结论，还需要一些时间和数据来做具体分析。
记者注意到，多家上市公司在2025年半年报中提到了电力市场风险。长江电力称，电力市场化改革持续推进，中长期、现货、辅助服务市场加速建设；新能源装机大规模并网发电，以及宏观经济形势变化、气候波动影响，给电力供需带来不确定性。
华能国际则提到，新能源全面入市交易，中长期市场供给量跃升，新能源边际成本远低于煤电，将对市场价格造成一定冲击；随着现货市场全面铺开，叠加新能源装机持续增长，在供需宽松情况下，现货市场竞争更加激烈，电能量价格将呈下行趋势，或将影响公司总体收益。
市场化交易电量比重超六成
电价大幅波动的核心原因是，中国进一步深化电力市场化改革，电力市场化交易发展迅速。
数据显示，今年1—6月，全国累计完成市场交易电量2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%，市场化交易电量占全社会用电量比重攀升至60.9%；跨省跨区交易电量6707亿千瓦时，同比增长18.2%，有力促进了电力资源在更大范围内的优化调配。
政策层面，除136号文以外，今年4月，国家发改委、国家能源局出台《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，标志着中国电力市场化改革进入深水区，彻底终结了此前区域试点分散、规则不统一的“碎片化”格局，为构建全国统一电力市场按下“加速键”。
7月，《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》正式获批，标志着全国统一电力市场建设取得制度性突破。通过建立跨网交易目录电价、统一结算规则及绿证互认机制，打破区域市场壁垒。
“全国多层次电力市场体系加速形成，省间、区域、省内中长期交易常态化，辅助服务市场机制深化，19个省级现货市场试运行，山西、广东等6省现货市场也正式运行。”钱亚南向记者说。
在绿色和平气候与能源项目主任吕歆看来，伴随新能源参与市场的推进，从绿色电力市场建设的角度来看，多个省、市、地区在加速推进现货市场建设、辅助服务市场、创新多样化灵活的绿电交易和消费机制等方面已经开展了具备地方优势的特色实践。
本次山东省136号文落地结果是电力市场化交易的最新进展，整体来看，山东此次的入选电量中，光伏和风电的机制电价分别为0.225元/kWh、0.319元/kWh，较煤电基准价0.3949元/kWh分别下浮43%和19.2%。
“中午12点的太阳没啥特别，晚上8点的太阳才稀缺。”谈到本次竞价结果，山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌向记者表示，午间光伏大发的时候所有能源都在发电，而火电灵活调节机组规模不能无限压降，结果就是在电力供应过剩的时候弃光弃风。不过，风电在夜间也能提供一定电力供应，整体来看，光伏的竞争力较弱，如果不配储能错峰发电，那光伏电价也就显而易见了。
这一情况也可以从另一个角度观察，今年上半年，全国可再生能源新增装机2.68亿千瓦，同比增长99.3%，约占新增装机的91.5%。其中，风电新增5139万千瓦，太阳能发电新增2.12亿千瓦。
钱亚南指出，从供需来看，上半年光伏装机量迅猛增长，导致电力市场供大于求的矛盾更加突出，从而压低了光伏电价；相比之下，风电装机的增长速度相对较慢，对风电电价的影响较小。
“控成本、强交易”应对市场挑战
“随着新能源比例增大，新能源交易市场化程度越大，电价的波动也会越大。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向记者表示，风电、光伏带有“靠天吃饭”的属性，会直接影响电价。目前，风电、光伏占电力总装机的比重不到20%，未来，新能源市场份额越来越大，将进一步放大电价波动幅度，发电企业必须根据这一趋势做出相应调整。
不过，这并不意味着发电企业无利可图。绿色和平气候与能源项目经理高雨禾向记者表示，电价波动主要受到电力供需变化影响，尤其在现货市场，发电企业依然可以利用配置储能等峰谷价差套利模式赚取收益。
同时，发电企业也需要考虑未来绿电消费的新增长点在哪里，比如在靠近绿电负荷需求的数据中心或零碳园区等开发更多元化的应用场景。例如，国家能源局近期发布的文件就提出了未来新能源+人工智能的融合应用发展领域和场景。
“随着全国统一电力大市场建立和完善，发电企业可以积极布局虚拟电厂平台，来参与需求响应从而获得补贴或奖励，也可以将虚拟电厂作为独立的市场主体参与现货交易和辅助服务市场，亦可以通过虚拟电厂整合分布式电源，优化调度和管理来降低弃电率，增加发电收益。”高雨禾说道。
在钱亚南看来，136号文发布实施后，发电企业在新能源项目投资选择策略上发生了一系列变化，更加注重成本控制、项目选址、交易能力提升等方面，以适应市场化改革的要求。
“电价会呈现周期性波动，未来电价走向在不同时段和区域会有分化，整体面临下行压力，但部分时段和区域可能上涨。”钱亚南认为，发电企业需要从优化电源结构、加强成本控制、提升市场交易能力等方面调整经营策略。
上市公司太阳能在机构调研中表示，公司将通过精细化管理，严格控制光伏发电项目建设及运营成本、提高电力交易能力。具体到项目开发上面，着力加强靠近负荷中心的项目开发，同时结合各省颁布的136号文实施细则，分析各省电量交易具体规则及开发新模式方案，有针对性地开展绿色区域开发。适时调整电价评估方法和投资测算模型，压实项目投资成本管控。
“针对电价波动的挑战，长期购电协议可以成为发电企业促进可再生能源消纳，提供稳定的电价收入预期的有效策略之一。”吕歆表示，对于有意向投资建设可再生能源项目的发电企业，长期购电协议能够拓展项目的投融资渠道，通过长期购电协议，还可以锁定稳定优质的电力用户，并以可预期的电价收入获得项目前期投资与测算的支持。
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