2025年全国新能源电力现货交易价格趋势报告

2025年是中国电力市场化改革关键年，省级电力现货市场基本实现全覆盖。截至8月底，全国电力交易中心累计交易电量29484.9亿千瓦时，同比增长4.8%，占全社会用电量60.9%，新能源电力作为重要组成部分，价格受多重因素影响呈现显著区域分化。

区域价格走势各具特色：华北区域冀北绿电高溢价领跑，蒙西、山西低价承压，山西光伏电价创全国新低；华东区域浙江结构分化明显，江苏绿电溢价突出，安徽稳中有升；华中区域湖北供需矛盾推升价格，湖南受结算机制改革影响波动；南方区域广东价格稳定，广西现货试运行价格探底，云南清洁能源价格优势显著；西北区域以低价为主，新疆持续探底，甘肃、青海稳步上涨；东北区域价格整体偏高，辽宁波动显著；冀南、天津则各具发展特色。

价格影响因素多元，市场供需关系是核心，新能源装机快速增长与负荷需求不匹配导致多地价格波动；政策与市场机制是关键调节因素，入市规则、价格限制等差异造成区域价格分化；气象条件通过影响新能源出力和电力需求产生季节性波动；跨区域输电能力制约资源优化配置，加剧区域价差；政策支持与补贴机制的调整则长期影响价格形成。

典型省份价格机制各有代表性：新疆因装机过剩价格低迷；山东作为市场化改革先行者，价格波动明显且入市方式差异化；浙江“90%合约+10%现货”机制实现价格相对稳定；湖北受供需矛盾影响分时电价差异显著。

未来走势方面，短期四季度西北价格低位运行、华北持续分化、华东相对稳定、华中两湖差异延续、南方波动加剧、东北保持高位；中长期区域价差将逐步缩小，价格波动趋于平稳，绿电环境溢价提升，价格形成机制更趋市场化。

报告针对不同市场主体提出策略建议：发电企业需优化报价与入市方式，加强风险管理；电力用户应优化用电策略，参与市场交易；政策制定者需完善规则、促进跨省交易；金融机构应开发相关金融产品，提供差异化融资支持，助力新能源电力市场健康发展。