各位佬细，大家好～
最近不少球友同我讲，研究水电、新能源电力股的时候，总搞不清不同省份、不同电源的上网电价差异这么大，到底是怎么形成的？对上市公司的盈利又有多大影响？
今日我特意整理了华能水电、电投水电、黔源电力、桂冠电力、国投电力、长江电力这六家主流电力上市公司的分电源、分省份上网电价数据，结合当前国内电力市场化改革政策与区域供需格局，同大家聊聊呢个话题。从不同电源的电价特征，到省际差异的变化，再到未来价格趋势与企业盈利影响，同大家理清楚。下面是我整理统计了一组2025年各公司上网电价数据：
华能水电:（澜沧江流域）
上网电价:水电(元/兆瓦时) 207.78
上网电价:光伏发电(元/兆瓦时) 253.12
上网电价:风电(元/兆瓦时) 483.33
电投水电：（五凌电力沅江）
上网电价:光伏发电:湖南(元/挑瓦时) 465.18
上网电价:光伏发电:贵州元/挑瓦时)352.37
上网电价:水电:广西(元/挑瓦时)270.33
上网电价:水电:湖南(元/兆瓦时)249.04
上网电价:水电:贵州(元/挑瓦时)295.64
上网电价:风电:云南(元/挑瓦时)437.17
上网电价:风电:湖南(元/兆瓦时)440.96
黔源电力：（贵州北盘江等）
上网电价:光伏(元/千瓦时)0.37
上网电价:水电(元/千瓦时)0.30
桂冠电力：（红水河流域）
上网电价:水电(元/挑瓦时) 231.36
上网电价:光伏发电(元/挑瓦时)355.99
上网电价:风电(元/挑瓦时) 519.05
上网电价:火电(元/挑瓦时) 628.25
国投电力：（雅砻江）
上网电价:水电:云南(元/挑瓦时) 189.26
上网电价:水电:四川元/挑瓦时) 308.2
上网电价:水电:甘肃(元/挑瓦时) 307.05
上网电价:光伏发电:云南(元/桃瓦时)418.74
上网电价:光伏发电:四川(元/桃瓦时)318.35
上网电价:光伏发电:宁夏(元/兆瓦时)861.74
上网电价:光伏发电:安徽(元/挑瓦时)766.61
上网电价:光伏发电:山西(元/桃瓦时)314.4
上网电价:光伏发电:广西(元/桃瓦时)461.47
上网电价:光伏发电:新疆(元/兆瓦时)438.73
上网电价:光伏发电:江苏(元/挑瓦时)1008.9
上网电价:光伏发电:江西(元/兆瓦时)1100.14
上网电价:光伏发电:河北(元/挑瓦时)456.5
上网电价:光伏发电:浙江(元/挑瓦时)933.71
上网电价:光伏发电:海南(元/挑瓦时)379.99
上网电价:光伏发电:湖北(元/挑瓦时)405.86
上网电价:光伏发电:甘肃(元/兆瓦时)111.56
上网电价:光伏发电:福建(元/兆瓦时)383.41
上网电价:光伏发电:西藏(元/兆瓦时)321.8
上网电价:光伏发电:贵州(元/挑瓦时)344.11
上网电价:光伏发电:辽宁(元/挑瓦时)338.79
上网电价:光伏发电:陕西(元/挑瓦时)914.6
上网电价:光伏发电:青海(元/挑瓦时)1124.37
上网电价:风电:云南(元/挑瓦时)503.02
上网电价:风电:内蒙古(元/桃瓦时)226.3
上网电价:风电:四川(元/挑瓦时)413.36
上网电价:风电:天津(元/兆瓦时)465.42
上网电价:风电:宁夏(元/兆瓦时)188.94
上网电价:风电:广西(元/挑瓦时)426.88
上网电价:风电:新疆(元/兆瓦时)525.63
上网电价:垃圾发电:泰国(元/挑瓦时)796.18
上网电价:垃圾发电:贵州(元/挑瓦时)629.51
上网电价:火电:天津(元/挑瓦时)468.59
上网电价:火电:广西(元/挑瓦时)472.15
上网电价:火电:福建(元/兆瓦时)452.01
上网电价:火电:贵州(元/挑瓦时)413.52
上网电价:火电:广西(元/挑瓦时)472.15
上网电价:火电:福建(元/兆瓦时)452.01
上网电价:火电:贵州(元/挑瓦时)413.52
长江电力：（长江六库）
上网电价:水电:境内(元/兆瓦时) 280.28
我在研究中发现电价其实对标的是煤、油、气的能源价格，特别是火电、气电是锚定煤价、油气价格的，其后其它类型的发电是锚定火电电价的，所以就形成了我们在看上网电价的时候首先要参考火电。
一、四大电源上网电价横向梳理：价格中枢与运行各有不同
国内电力价格体系有着明显的类型分层特征，水电、火电、光伏、风电四类电源的价格中枢、波动、盈利模式存在较明显的差异。
（一）水电：电价中枢偏低，盈利稳定性相对突出
水电整体上网电价区间大致在189.26~308.2元/MWh，行业均值约250元/MWh，在各类电源中处于较低水平。
不含折旧摊销的边际运行成本较低，约0.02~0.05元/千瓦时，即便电价处于低位，电站通常仍能保持盈利；电价波动主要受丰枯季节差异影响，丰水期电力供给充足电价有所下行，枯水期供需偏紧电价有所抬升。
水电的收益来源不只是电能量电价，还包括调峰、调频、防洪等综合价值，随着辅助服务市场逐步完善，非电能收益的占比呈持续提升态势。
（二）火电：煤价锚定价格，是全网电价的重要基准锚
火电上网电价区间大致为413.52~628.25元/MWh，行业均值约480元/MWh，是电力系统的价格中枢参考。
定价机制：执行“基准价+上下浮动20%”的规则，高耗能行业电价上浮不受限制，电价走势与煤炭成本关联度较高，煤价上涨时电价随之抬升，煤价下行时电价同步回落。
系统定位：火电是电力系统的保供重要支撑，其基准价是新能源平价上网的重要参照，也是多数市场化交易电价的波动中枢。
（三）光伏发电：价差跨度较大，东西部分化明显
光伏上网电价区间跨度较广，从111.56元/MWh到1124.37元/MWh，高低价差超过10倍，是各类电源中区域分化较为显著的品类。
分化原因：数据覆盖了三类不同属性的项目：西部集中式平价市场化项目处于低价区间、中部存量平价项目处于中价区间、东部带补贴或分布式光伏项目处于高价区间，并非同类型项目的直接对比。
普遍规律：对同类型平价项目而言，光伏资源禀赋与电价呈较明显的负相关：光照条件越好、利用小时数越高的地区，供给相对充足，电价偏低；反之光照资源一般、负荷需求较大的东部省份，电价相对偏高。
（四）风电：价差小于光伏，系统互补价值较好
风电上网电价区间为188.94~525.63元/MWh，行业均值约400元/MWh，整体价差约2.8倍，幅度远小于光伏。
分化情况：三北风资源优质地区装机规模较大，电价处于低位；中南部风资源相对一般，供需较为平衡，电价处于居中水平。
相对优势：风电出力时段与光伏形成较好的日内互补，夜间与清晨出力相对较高，能在一定程度上填补光伏入夜后的出力空白，平滑新能源整体出力曲线，对电力系统的综合调节价值优于单一光伏，因此在现货市场中的折价幅度通常更小，收益稳定性相对更强。
二、分电源省级电价对比：区域梯队清晰，成因各有不同
不同省份的资源禀赋、供需格局、市场化进度不同，使得同类电源的电价呈现出清晰的区域梯队。
（一）水电：云南处于低位，川黔甘价格居前
我将披露的省级水电电价从低到高梳理，大致可分为三个梯队：
低价区间云南：189.26 / 207.78 国投电力 / 华能水电
中价区间广西：231.36 / 270.33 桂冠电力 / 电投水电
中价区间湖南：249.04 电投水电
中价区间川滇鄂：280.28 长江电力
高价区间贵州：295.64 / 300 电投水电 / 黔源电力
高价区间甘肃：307.05 国投电力
高价区间四川：308.2 国投电力
原因主要有几点：
1.云南电价处于全国较低水平：全省水电装机占比较高，发电量占比超七成，丰水期电力供给较为充足；同时西电东送规模较大，外送电价低于省内均价，拉低了综合电价水平。云南电力现货市场运行后，丰水期部分时段现货出清电价可低至70元/MWh左右，进一步影响了市场化交易的综合电价。
2.四川、甘肃电价处于靠前位置：四川水电装机规模较大，但省内负荷增长较快，枯水期存在电力供需偏紧的情况，电价季节性波动较大，综合均价高于云南；甘肃水电以黄河上游干流电站为主，在全省电源结构中占比不高，水电参与市场化交易后，价格中枢有所调整。
3.贵州、湖南电价居中：两省水电占比不高，省内电力供需长期处于紧平衡状态，基数电量占比较高、市场化比例偏低，电价由政府标杆电价形成支撑，稳定性较强，中枢高于西南核心水电大省。
4.广西电价分层明显：红水河干流大型水电电价偏低，中小电站电价相对偏高，整体处于行业中等水平。
（二）光伏发电：西低东高，区域差异显著
光伏电价的区域分化基本遵循“资源越优、电价越低”的规律，按价格从低到高可分为四个区间：
极低价区间甘肃：111.56，新能源渗透率较高，消纳压力较大，现货市场折价较深；
低价区间云南、山西、四川、西藏、辽宁 253~339，西部或北部资源大省，以平价项目市场化竞价为主；
中价区间贵州、广西、海南、福建、湖北、新疆 344~439，供需相对平衡，机制电价形成托底，折价幅度适中；
高价区间河北、湖南、安徽 456~767，中东部负荷中心，煤电基准价较高，绿电需求较大；
极高价区间陕西、浙江、江苏、江西、青海 914~1124，包含存量补贴项目、分布式光伏，不代表当前新建平价项目价格。
这里有两点需要说明：
1.甘肃111.56元/MWh的极低电价，属于丰水期现货市场的边际出清价格，反映的是新能源大发时段的消纳压力，并非全年综合电价；青海1124.37元/MWh的较高电价，多为存量带补贴的项目，不代表当前新建平价项目的价格水平。我统计样本只有一年，所以不能正确反应，这方面应该看多年平均或长期的统计数据。
2.湖南光伏电价约465.18元/MWh，处于全国中高位，主要是因为湖南光伏资源一般、装机规模有限，省内电力供需紧平衡，叠加煤电基准价较高，对光伏电价形成了支撑。
整体趋势符合电价市场化改革方向：西部新能源供给相对充足，竞价带动机制电价下行；东部负荷需求旺盛，机制电价更接近煤电基准价。
（三）风电：三北价格偏低，分化幅度小于光伏
风电电价的区域分化逻辑与光伏相近，但价差幅度更小，按价格从低到高排序：
低价区间宁夏、内蒙古 188.94 / 226.3，三北风资源核心区，装机规模较大，市场化折价较深；
中价区间四川、广西、云南、湖南、天津 413~465，中南、西南省份，供需相对平衡，系统价值较高；
高价区间新疆、广西 519~525.63，当地煤电基准价较高，消纳压力小于甘肃、宁夏；
和光伏相比来看，风电的日内出力分布更均衡，与光伏形成互补后系统价值更高，因此同省份风电电价通常高于光伏。例如云南区域华能水电的风电电价约483.33元/MWh，显著高于当地光伏的253.12元/MWh。
未完待续......
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