中國儲能網訊：136號文落地已月余，新能源行業(yè)仍在經歷一場深度"定價休克"。
目前，政策已將新能源電價水平、電量規(guī)模、執(zhí)行期限等具體實施方案的制定下放至各省，而各省出臺具體實施方案的時間截點定在2025年底。
在等待政策落地的空擋，「風芒能源」特別梳理全國31省電力裝機結構、新能源發(fā)展規(guī)劃以及既有市場交易方案，同時，結合「飔合科技」對各省電力市場交易及結算情況的盤點，通過上、下兩篇文章呈現各省目前的新能源發(fā)展現狀及市場形態(tài)，盡量幫助行業(yè)從“已知”中推導“未知”，在政策尚待成形的空檔期提供信息參考。
詳情見下：
01
華中區(qū)域
截至2024年12月底，河南、湖北、湖南3省電力總裝機規(guī)模分別為14666萬千瓦、12361萬千瓦、7648萬千瓦。
從裝機結構來看，華中地區(qū)3省新能源裝機在電力總裝機中占比均不足50%。其中，河南省火電裝機仍占主導，在電力裝機中占比達50.6%；湖南、湖北兩省電源裝機中，水電地位較為突出，裝機占比分別達30.84%、21.4%。
從電力交易情況來看：
河南：河南省新能源暫不參與省內中長期交易，非現貨期間由政府授權合約全量保障收購。2024年開展1次現貨結算試運行（2024年5月15日-6月14日），集中式新能源10%上網電量參與結算。發(fā)電側日前、實時市場電價采用分區(qū)電價（分豫北、豫西、豫中東、豫南四個價區(qū)），用戶側日前、實時市場電價采用全網發(fā)電側加權平均電價結算。
整體來看，此次現貨試運行全網日前市場算數均價為208.89元/兆瓦時，全網實時市場算數均價為288.09元/兆瓦時。四個分區(qū)電價中，豫北區(qū)域各時點的日前、實時現貨均價最低，日前算數均價為164.10元/兆瓦時，實時算數均價為245.70元/兆瓦時。
來源：飔合科技
湖北：2024年1-3月，湖北電力現貨市場未開展，湖北省新能源不參與常規(guī)中長期交易（除綠電外），新能源全部上網電量按照優(yōu)先上網電量（416.1元/兆瓦時）結算。1—3月，該地區(qū)可再生能源消納總量分別為87.71億千瓦時、78.08億千瓦時、92.45億千瓦時。
4月16日電力現貨市場開展后，新能源部分上網電量按照優(yōu)先上網電量結算，視作保障性收購電量。2024年4-12月結算均價332.22元/兆瓦時。
來源：飔合科技
湖南：2024年1-12月湖南電力市場化交易合計交易電量876.46億千瓦時，交易平均價差上浮17.69元/兆瓦時。其中新能源交易合同電量236.07億千瓦時，平均交易價差下浮1.64元/兆瓦時；外購電中進入市場電量218.6億千瓦時，平均交易價差上浮15.18元/兆瓦時。
來源：飔合科技
從已有政策層面來看，河南、湖北兩省已發(fā)布2025年電力交易方案。整體來看，除湖南外，2025年市場交易規(guī)模與2024年基本持平；入市主體和入市比例有所變化。
2025年華中三省電力交易方案詳表
02
華東區(qū)域
截至2024年12月底，江蘇、浙江、安徽3省電力總裝機規(guī)模分別為20409萬千瓦、12143萬千瓦、14956萬千瓦。
從裝機結構來看，華東3省火電裝機均占主導，江蘇、安徽火電裝機占比過半，分別為53.66%、51.99%；浙江火電裝機占比稍低，為47.91%。相應地，華東三省新能源裝機比例尚不足50%。
但值得一提的是，在新能源中，華東3省明顯更偏好光伏。除江蘇省外，安徽、浙江風電裝機占比不足10%，但上述3省光伏裝機占比均超30%。
基于此，對于未來規(guī)劃，安徽、浙江均明確將繼續(xù)推進新能源建設，且確定裝機目標。上述兩省政府工作報告分別指出，2025年，安徽新增可再生能源發(fā)電裝機600萬千瓦以上；浙江確保新增電力裝機2000萬千瓦以上，其中綠色能源占比60%以上。
從電力交易情況來看：
江蘇：江蘇平價新能源只能參與綠電交易，帶補貼項目主動承諾放棄綠電交易電量補貼后可參與綠電交易。分散式風電、分布式光伏需具備綠證核發(fā)條件并申請成功后，可參加月內綠電交易。
江蘇省優(yōu)先發(fā)電價格為燃煤基準價391元/兆瓦時。江蘇省新能源場站綠電交易以外的電量以煤電基準價執(zhí)行全額保障性收購。2024年江蘇綠電結算均價426.19元/兆瓦時，綠色環(huán)境權益均價24.92元/兆瓦時。
安徽：安徽2024年新能源總計結算電量412.62億千瓦時，結算均價392.35元/兆瓦時。其中保障性電量315.20億千瓦時，結算均價384.49元/兆瓦時；綠電結算電量97.43億千瓦時，結算均價434.64元/兆瓦時。
浙江：2024年，浙江電力交易中心配合北京電力交易中心組織綠電交易25場，成交電量合計113.59億千瓦時。2024年2-11月浙江省結算綠電約91億千瓦時，均價457.49元/兆瓦時。
來源：飔合科技
從已有政策層面來看，目前華東三省均已發(fā)布2025年電力交易方案。整體來看，除安徽外，其余省份2025年市場交易規(guī)模與2024年基本持平，入市主體和入市比例有所變化。
2025年華東三省電力交易方案詳表
此外，關于電價政策，在2025政府工作報告中，江蘇還表示，2025年，開展企業(yè)綠電直連試點，提高綠電就近就地消納能力。
03
南方區(qū)域
截至2024年12月底，廣東、廣西、云南3省電力總裝機規(guī)模分別為22183萬千瓦、9246萬千瓦、15188萬千瓦。
從裝機結構來看，從南方3省電源結構迥異，除“新能源非主導電源”這一共同點外，廣東、廣西及云南電力裝機各有特點。
廣東省電力裝機中，火電占明顯主導，裝機比例接近60%，而風、光裝機規(guī)模雖突破50GW，但整體裝機比例并不算高，為26.7%；廣西電源結構的主要特點在于均衡，風、光、火、水四大電源裝機比例基本相當，火電最高，為32.76%，風電最低，為19.55%；云南的電源結構則以水電為主，裝機占比達55.05%，火電裝機反而最好，占比不足10%。
對于新能源發(fā)展規(guī)劃，僅云南兩省明確裝機目標。云南省2025年政府工作報告指出，云南將開工、投產新能源項目各1600萬千瓦以上。
從電力交易情況來看：
廣東：2024年廣東月度中長期電量共936.15億千瓦時，交易均價418.04元/兆瓦時，其中廣東月度雙邊協商成交電量共841.85億千瓦時，成交均價為419.22元/兆瓦時；月度集中競爭成交電量為94.3億千瓦時，成交均價為413.98元/兆瓦時。
2024年廣東發(fā)電側日前均價為344元/兆瓦時，實時均價為333.37元/兆瓦時。
來源：飔合科技
廣西：廣西2024年累計直接交易成交電量1102.48億千瓦時，平均成交價格444.85元/兆瓦時，較燃煤基準上網電價上漲24.15元/兆瓦時。從10月開始交易價格開始極速降低，至12月平均成交價降至406.70元/兆瓦時，較燃煤基準上網電價下降14元/兆瓦時。
廣西2024年在四個季度均開展了現貨結算試運行，現貨期間日前統(tǒng)一結算點算數平均價為262.05元/兆瓦時，較燃煤標桿電價降低158.65元/兆瓦時。
來源：飔合科技
云南：2024年1-12月，云南省內市場化交易電量共2101.67億千瓦時，其中清潔能源交易成交電量為1664.71億千瓦時，成交均價為231.76元/兆瓦時；綠電交易成交電量為16.63億千瓦時，電能量價格成交均價228.93元/兆瓦時。
云南2024年四季度均開展了現貨結算試運行，3月28-31日現貨平均結算價格為301.91元/兆瓦時；6月6、7日及24-30日現貨平均結算價格為245.59元/兆瓦時；8月22-31日發(fā)電側日前平均電價為224.87元/兆瓦時，實時平均電價為284.84元/兆瓦時；11月整月發(fā)電側日前平均電價為261.75元/兆瓦時，實時平均電價為267.62元/兆瓦時。
來源：飔合科技
從已有政策層面來看，目前南方區(qū)域三省均已發(fā)布2025年電力交易方案。整體來看，廣西、云南2025年市場交易規(guī)模與2024年基本持平，入市主體和入市比例有所變化。廣西2025年地調以上燃煤、集中式風光全電量入市；云南存量電站汛期上網電量作為優(yōu)先發(fā)電量，增量場站全容量入市、參與清潔能源市場交易。
2025年南方區(qū)域3省電力交易方案詳表
04
內蒙古區(qū)域
內蒙古為我國新能源裝機最多的省份。
從裝機結構來看，截至2024年12月底，內蒙古電力總裝機規(guī)模為25772萬千瓦，其中新能源累計裝機均超13000萬千瓦，在總裝機中占比超52%；火電裝機12107萬千瓦，占比46.98%。
2025年，內蒙古將繼續(xù)鞏固其新能源產業(yè)領先地位。根據其2025年政府報告，內蒙古明確提出力爭新能源新增并網4000萬千瓦，發(fā)電量超3000億度。
從電力交易情況來看，蒙西2024年電力多邊交易區(qū)內交易電量2665.27億千瓦時，平均成交價格291.18元/兆瓦時，新能源合約電量906.98億千瓦時，平均交易價格221.26元/兆瓦時。其中風電合約電量651.38億千瓦時，平均交易價格213元/兆瓦時；光伏合約電量220.25億千瓦時，平均交易價格240.67元/兆瓦時。并將新能源交易品種全部視為綠電交易，設置環(huán)境價格，其中環(huán)境價值為30.8元/兆瓦時。
同時，飔合科技分析指出，蒙西光伏裝機占比較高，受供需條件影響，午間時段光伏集中出力下極易出現現貨價格為0元/兆瓦時的極端情況；而其余非午間時段現貨價格受市場壟斷因素顯著影響，在蒙西火電機組“抱團策略”下呈現出明顯的高峰時段。2024年市場實時現貨均價484.67元/兆瓦時，其中風電現貨均價332.72元/兆瓦時，光伏現貨均價289.52元/兆瓦時。
來源：飔合科技
從已有政策層面來看，蒙東、蒙西均已發(fā)布2025年電力交易方案。蒙東2025年放開用戶側打捆購電比例限制，增加新能源年度交易不得低于60%，按照補貼新能源、火電、平價新能源開展交易；蒙西進一步放開市場限制取消日清分節(jié)點電價下限約束。
2025年內蒙古電力交易方案詳表
05
西南區(qū)域
截至2024年12月底，四川電力總裝機規(guī)模為13906萬千瓦。
從裝機結構來看，四川省是全國水電裝機第一大省，水電累計裝機9770萬千瓦，占比達到70.26%?；痣姙樗拇ㄊ〉诙箅娫矗b機占比15.56%。相比之下，新能源在總裝機中并不突出，風電、光伏裝機規(guī)模分別890萬千瓦、1082萬千瓦，占比均不足10%。
從電力交易情況來看，四川2024年新能源暫不參與現貨市場。2024年四川省內市場化交易水電（風光）電量共計1259.16億千瓦時，同比減少8.23%，其中常規(guī)直購1013.54億千瓦時，棄水電量消納108.22億千瓦時，省內綠電57.60億千瓦時，綠電均價337.95元/兆瓦時，留存電量79.80億千瓦時。
來源：飔合科技
從已有政策層面來看，四川已發(fā)布2025年電力交易方案。2025年水火風光同臺競爭、分時簽約銜接現貨，優(yōu)化調整了市場交易類型。新能源保障收購比例下降，風電降至400h、光伏降至300h，配儲額外增加150h。
2025年四川電力交易方案詳表
此外，關于電價政策，在2025政府工作報告中，四川還表示，2025年要完善電力中長期交易機制，用好省間電力現貨市場。
06
其他
此部分包含北京、江西、福建、上海、重慶、西藏、貴州、海南8個省份。
截至2024年12月底，上述8省電力總裝機均未超1億千瓦，其中，貴州、福建、江西電力裝機規(guī)模較高，分別達到9032萬千瓦、8864萬千瓦及7062萬千瓦；西藏電力總裝機尚不足1000萬千瓦。
從裝機結構來看，上述8省份大致可分為3大類：
1、北京、上海、重慶3個直轄市新能源裝機占比均較低，分別為10.93%、16.93%、16.89%。并且電源結構明顯偏煤，其中，北京、上?；痣娧b機占比超8成；
2、江西、福建、貴州新能源累計裝機規(guī)模超20GW，且火電裝機占比均為40%左右。但值得注意的是，盡管上述三省新能源在總裝機中占比均未超過50%，但發(fā)展偏好有所不同，江西、貴州光伏裝機占比分別達36.31%、21.99%，但風電裝機尚不足10%。
3、西藏、海南電力總裝機規(guī)模較小但新能源裝機比例較高。其中，西藏光伏裝機占比超50%，海南光伏裝機占比38.63%。同時，上述兩地風電裝機有限，海南省風電裝機占比僅為2.19%。
對于未來的電力裝機規(guī)劃，海南、貴州已明確目標。兩省在政府工作報告指出，海南全省清潔能源裝機比重達85%左右；貴州電力裝機容量達9700萬千瓦。
從已有政策層面來看，北京、上海、福建已發(fā)布2025年電力交易方案。2025年市場交易規(guī)模與2024年基本持平，入市主體和入市比例有所變化。
2025年其余8省電力交易方案詳表
