2025年，江苏、广东、山东、蒙西等电力市场化进程较快的地区，电价跌破预期，触底态势明显。由于煤价回落，火电成本降低，企业为保份额竞相压价；新能源大量涌入，凭借低成本与政策优势冲击市场；更多省份进入电力现货市场正式运行（长周期结算运行），用户侧现货低价时段购电等多因素共同推动电价持续下行。值得注意的是，当前仍处于136号文下机制电价、机制电量政策的过渡时期，尚未全面迈入完全市场化阶段，市场主体需要及时掌握市场动态，调整交易策略。

来源：北极星电力市场网 作者：Oksana

市场现状：多地电价触及政策"地板价"

江苏：集中竞价价格下行趋势显著

5月26日，2025年6月江苏电力集中竞价交易结果公布，本次交易共成交48.83亿千瓦时，成交均价为312.8元/兆瓦时。

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。

北极星版权所有，未经许可，请勿转载使用

投稿与新闻线索：chenchen@bjxmail.com