2026电力现货市场电价体系报告_展会资讯_资讯

2026电力现货市场电价体系报告

新能源可持续发展价格结算机制全面落地，各地区执行方案、竞价结果和结算费用有显著差异

2025 年2 月，国家发展改革委和国家能源局印发《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》（发改价格〔2025〕136 号）33，并于7 月起全面落地执行，标志着我国新能源上网电价迈向“全面进入市场+ 部分场外保障”的新阶段。该政策核心目标在于充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力推动新能源高质量发展，并对存量和增量项目给予了不同的政策设计：2025 年6 月1 日之前并网的存量项目，执行当地煤电基准价或已经执行的新能源固定收购价格，不参与竞价环节以保障合理收益；2025 年 6 月1 日及之后并网的增量项目，全部电量需进入电力市场交易，其中部分或全部电量可进入机制电价，价格通过竞价确定，且执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。

各地皆已宣布并执行新能源机制电价竞价，竞价方案与竞价结果具有显

著差异自2025 年7 月政策落地以来，各地机制电价执行呈现“东部率先启动、中西部逐步跟进、全国常态化运行”的节奏特征。山东省作为首个出台省级实施方案并启动竞价的省份，于2025 年7 月完成首批增量项目竞价，为全国提供了实践样本；2025 年9月到12月，上海、河北、辽宁、江西、云南等17 个省区相继完成首次增量竞价，山西、四川等省同步出台本地实施细则；进入2026 年，存量项目机制电价全面落地执行，增量项目竞价进入常态化阶段，新疆等地启动二次竞价。此外，江苏、福建、海南已经宣布针对海上风电的竞价方案。

从电量来看，各地累计已经宣布的竞价规模约为2,200亿千瓦，其中已经执行的约1,800亿千瓦，各省增量机制电量规模安排存在差异显著。

• 从各地总量角度，总体而言，西北地区部分省份、东北地区的总规模较大，华中和西南地区总规模较小，东部沿海省份分化比较明显。

• 从单个项目角度，可进入机制电价的发电量比例上限在各地有较大区别。对于增量项目，各地的单个项目电量上限在40% 到100% 之间，新能源发电量比例较低的省区更倾向于设置更高的单个项目进入机制电价的比例（见图表4.1）。存量项目执行基本都符合默认入围机制电价、价格不随市场浮动入原则，但各省在机制电量纳入比例上差异显著：上海、北京等地最高纳入比例达100%；大部分省区的分布式、扶贫及光热项目实现全量纳入；山西集中式平价项目纳入85%；宁夏集中式风光项目仅10% 纳入机制电量；山东、辽宁等省份则采用“总规模管控+ 项目自主申报”模式，赋予市场主体更大灵活性。

• 从技术分布角度，各地均明确区分了风电和光伏的机制电量，在全国层面，已经宣布了的竞价电量中61%属于风电、39% 属于光伏。在大部分的省份中，风电占比过半。其中，东北三省、广西和河北南网的风电电量占比都达到了80% 以上。相反，东南沿海四省（江苏、浙江、福建、广东）的机制电量则全部由光伏项目获得。

从电价来看，增量项目机制电价的竞价结果在区域、电源类型和批次上都呈现了不同程度的分化趋势（见图表4.3）。

• 从区域分布来看，各省竞价结果在绝对值上及与当地煤电基准价格相比的降幅上都有显著差异，但无明显的区域特点。例如，全国降幅最大的省区大部分分布在西北和东北地区（如黑龙江风光下降39%、甘肃风电下降36.5%、新疆光伏下降40%），但这些地区内也有降幅在5% 以内的省区（如宁夏、陕西）。中部省区机制电价绝对值总体处于中位水平，但从降幅来看，安徽基本与当地煤电基准电价持平，河南、江西、湖南等地的降幅则接近甚至超过20%。东部沿海省区分化同样严重，江浙沪地区降幅基本在10% 以内，而山东第一轮光伏机制电价仅有0.225 元/ 千瓦时，较当地煤电基准电价下降43%，反映了当地白天现货价格偏低的事实及政策引导方向，在该省第二轮光伏竞价中，价格回升到了0.261 元 / 千瓦时。在南方地区，贵州的出清机制电价与当地煤电基准电价持平，而其他省区的降幅则达到了15% 到27%。

• 从技术类型来看，各地风光间的价格差异并不统一，反映了机制电价是技术成本、市场价值及政策引导的综合作用结果。各地均值层面，风电增量机制电价为0.3315 元 / 千瓦时，光伏为0.3255 元 / 千瓦时，差异并不显著。在风电光伏都获得了机制电量的省区里，约三分之一的省区风电和光伏的出清机制电价一致（包含风光同场竞价的省份）。剩余的省区里，大部分的风电出清机制电价高于光伏，典型地方如山东，风电与光伏价差达0.094 元 / 千瓦时，反映出风电出力特性更适配当地电力系统需求的市场定价逻辑及一定程度的政策引导。但也有小部分省区存在相反情况，如吉林和山西，光伏出清价格比风电分别高出0.084 元 / 千瓦时和0.035 元 / 千瓦时，一定程度上体现了当地风光资源情况和政策引导方向。

• 从同省区的不同批次竞价结果来看，由于批次之间时间差距不大、批次之间重点覆盖的技术不同等原因，暂时并无显著的统一趋势。结合最新政策执行情况与公开竞价结果，目前已明确完成两次增量项目机制电价竞价的省区包括甘肃、江西、山东、新疆、青海、山西。江西第二批聚焦分布式光伏和中小型风电项目，单位建设成本有一定程度上升，因此与第一批出清价格相比有所回升。在西北地区，甘肃第二批竞价结果与第一批基本一致，出清价格皆落在竞价区间的下限，新疆第二批竞价项目在第一批低价的基础上继续下探，特别是光伏价格下降了36%，皆反应了激烈的市场竞争。

新能源可持续发展机制差价结算费用已全面进入各地系统运行费用，部

分省区机制电价与新能源实际交易均价差距较大

随着各地陆续开展机制电价竞价，相应的新能源可持续发展机制差价结算费用（简称“差价结算费用”）陆续进入各省工商业电费中的系统运行费用并被单独列出。截至2026 年4 月，各地均按月公布了差价结算费用，其中蒙东、蒙西、四川、江西、宁夏、广东、湖北等地区从2025 年下半年已经开始陆续公布，其余地区普遍从2026年1 月开始。

影响费用水平的因素主要有两个：一是进入机制电价的新能源电量与当地工商业用电需求的比例，比例越高意味着工商业用户每度电需要承担更多的费用；二是各省新能源在电力市场中的实际交易均价及机制电价之间的差，若新能源实际市场交易均价低于机制电价，则工商业用户需要支付一定的费用来保障新能源的实际收益。综合2026 年前4 个月的数据来看，各省月均差价结算费用水平差距大，初步呈现以下趋势：

• 在32 个省级电网经营区中，28 个的2026 年前四个月的累计差价结算费用为正。最高的海南、山东、辽宁、蒙东、河南月均差价结算费用皆超过60 元/ 兆瓦时，其中蒙东地区虽然没有对新增项目设置机制电价，但大量的存量项目也带来了较高的差价结算费用。16 个省级电网的月均差价结算费用在20 元/ 兆瓦时以上，广泛分布在西北、华北、南方、华中、东北等区域，分布并无显著集中性。这28 个省级电网都已经开展现货市场连续运行，新能源市场交易均价按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定，相对较低的实际交易均价和相对较高的机制电价都会拉大价差，从而提高差价结算费用水平。相反，若实际交易均价高于机制电价，则会形成负的结算费用。典型省份如甘肃，当地风电项目的出清机制电价低于2025 年风电的年均捕获价格，但光伏出清机制电价高于2025 年光伏的年均捕获价格，平均之下甘肃在2026 年前四个月的平均机制结算费用接近于零（见图表4.4）。

• 北京、天津、冀北、上海这4 个省网前四个月的新能源累计差价结算费用为负。其中，京津冀地区尚未开展现货市场连续结算试运行，计差价结算费用时，市场交易均价主要参考交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格，基本在370–400 元每兆瓦时的区间，显著高于大部分省份现货市场中新能源（特别是光伏）的市场交易均价。同时，该地区新能源机制电价的价格水平基本在320–360 元每兆瓦时的水平，与市场交易均价呈倒挂关系。上海已经开展现货市场连续结算试运行，根据上海电力交易中心公布的今年三四月份的市场信息，约90% 以上天数的现货市场平均价格维持在420 元/ 兆瓦时以上，因此当地新能源机制电价（415.5 元/ 兆瓦时，风光同价）同样与市场交易均价形成倒挂关系，但值得注意的是，上海地区差价结算费用呈逐月上升趋势，从今年3 月开始已经由负转正。

电网侧独立新型储能经济性受益于容量电价机制的逐步落地，工商业储能运营逻辑在分时电价市场化趋势下面临重塑

截至2025 年底，我国新型储能累计装机规模达136GW/351GWh，较2024 年底增长84%，延续高增长态势。从应用场景分布来看，根据中关村储能产业技术联盟的统计45，独立储能累计装机占比约58%，新能源配储占比约33%，用户侧占比约8%，火储调频占比约1.4%。自136 号文要求“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”后，2025 年下半年发电侧新能源配建储能放缓，电网侧独立储能开发明显加速，用户侧工商业储能日益面临着各地零售分时电价政策调整带来的挑战。

电网侧独立新型储能容量电价机制在全国层面得到确立，容量补偿机制向长时储能项目倾斜2026 年1 月，国家发展改革委和国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114 号，以下简称114 号文），首次在国家层面明确“建立电网侧独立新型储能容量电价机制”，“有序建立发电侧可靠容量补偿机制”。政策提出，地方“对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站”可给予容量电价，规定容量电价水平要基于当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰时贡献等因素确定容量电价标准。进一步，在火电、抽蓄、独立储能等各类容量电价机制的基础上，电力现货市场连续运行的地区可“适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿”，尤其是“新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区，应加快建立可靠容量补偿机制”。114 号文本质上确立了电网侧独立新型储能的系统充裕性价值，为其提供了稳定、长周期的容量电价收益预期。这将进一步推动独立储能以新型经营主体身份公平参与电力市场，根据价格信号发挥系统调节作用并引导其合理投资建设。

地方层面，湖北、河北、甘肃、青海、宁夏等多省区在114 号文发布前后已开始探索覆盖独立储能的容量电价机制，为后续其他省份制定相关容量电价政策提供了重要参考（图表7.1）。湖北和河北单独针对电网侧独立新型储能推出了容量补偿电费，两省机制设计均按照容量电价标准和平均可用容量两者的乘积确定容量电费。月度平均可用容量的计算公式均考虑了每日可用放电功率、可持续放电时长、折算系数；其中，河北还额外纳入了充电功率和充电时长，体现了其引导储能有效参与填谷、促进新能源消纳的目的。甘肃、青海、宁夏等新能源渗透率位居全国前列的省份已出台了各类技术共同参与的统一的发电侧容量补偿机制。这些地区新能源占比高、电力系统调节压力大，因此对新型储能等调节型资源需求强烈。此前，新能源强制配储政策下的容量租赁方式为网侧共享储能项目提供了一定容量收益来源，但随着136 号文取消强制配储政策，相应收益也从新增独立储能项目里逐渐淡出。在这一背景下，发电侧容量电价机制成为了替代性激励工具，引导储能持续投资建设。在三省区已发布的试行或征求意见稿中，煤电、电网侧独立储能、气电、光热发电等机组可获得的容量电费都统一由申报容量（或有效容量）、容量补偿标准和容量供需系数三者的乘积得到。从资金来源看，五省也均建立起了可持续的容量电费分摊和传导机制，由省内全体工商业用户分摊的部分纳入系统运行费用，由外送电量承担的部分由电源企业与受端省份协商确定。上述电网侧独立新型储能容量电价机制和统一的发电侧容量补偿机制的设计方法均基本符合114 号文的设计思路，将成为后续其他省份制定发电侧容量机制的重要参考。

此外，山东、江苏、新疆、广东、内蒙古、浙江等地也出台过独立储能相关的容量补偿政策，但其机制设计与114号文明确的设计思路有所出入。这些政策多存在覆盖项目范围有限（例如广东仅限示范项目）、补偿期限较短（除内蒙古为10 年外，均为1–3 年）、补偿计算方式与114 号文不一致（例如江苏、内蒙古、新疆均按照度电电量补偿）、资金来源有限或补偿费用传导机制与114 号文不一致（例如江苏和广东来自尖峰电价、浙江来自电力直接交易结余资金、山东先确定容量补偿费用资金池再反向在发电侧分摊）等问题。预计，这些省份会在近期或者在已有政策有效期结束后，在114 号文框架下出台新的容量电价政策。

从具体收益层面，虽然各省遵循着相似的机制设计方法，但机制关键参数的取值带来了储能容量收益的显著差异。

由图表7.1 中的计算公式可知，特定储能项目的容量收益和容量补偿标准、容量供需系数呈正相关，和厂用电率、系统净负荷高峰持续时长（折算系数分母）呈负相关。其中，河北、湖北两省的电网侧独立新型储能容量电价机制暂不考虑容量供需系数和厂用电率。图表7.2 预估了2 小时/4 小时/6 小时电网侧独立储能在五省可获得的容量补偿收益。由于上述关键参数的差异，同一容量和小时数的储能系统在甘肃和湖北的年容量收益可相差约3 倍。因此独立储能投资方需密切关注各省容量机制设计中关键参数的设定和变化趋势。其中，容量补偿标准通常会和煤电容量电价标准的调整保持一致（见第05 章节容量电价部分），厂用电率取值短期内会保持稳定。容量供需系数和系统净负荷高峰持续时长的变化将与系统负荷增长速度正相关、与发电侧可靠容量增长速度负相关。

在现有容量电价机制设计下，储能可靠（有效/ 可用）容量的计算中折算系数（可靠容量系数）与可连续放电时长线性正相关，因此同样额定功率的储能容量收益与储能小时数正相关，有利于促进长时独立储能的投资。但甘肃和青海均规定了该折算系数最大为，这意味着该收益正相关性仅限于储能小时数不高于系统净负荷高峰持续时长的情况。同时，当前按小时数折算系数的方法，未来也可能向更动态的其他算法调整。

但除容量收益外，独立储能投资方还需要综合考虑储能时长对电能量收益和调频辅助服务的影响情况。独立储能的电能量收益与所在省份净负荷曲线高峰和低谷的持续时长和对应的现货价差密切相关。一般来讲，储能小时数越长，日内一次满充满放可捕获的单位电量平均收益越小。举例而言，假设充放电功率容量（W）相同，1 小时储能可以在价格最低的时段充电、在之后价格最高的时段放电，捕获到日内最大的价差；而2 小时储能，只能选择价格最低和次低的时段充电、价格最高和次高的时段放电，因此储能单位电量（Wh）可捕获的平均价差变小，以此类推。此外，根据114 号文及其他相关文件47，独立新型储能需要按全充电电量缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，充放电损耗部分额外缴纳输配电费（暂按单一电量制）和政府性基金及附加。因此，独立储能在制定充放电策略时，还需要考虑捕获的现货价差是否可以覆盖上述费用。2026 年以来，大多数省份系统运行费用呈现显著上升态势，主要由于新能源可持续发展机制差价结算费用和容量电价等科目变化幅度较大，这也将提高独立储能的充电成本、压缩套利空间（详见第06 节）。总结来看，随着小时数增加，日内电能量现货套利收益虽然增加、但是增长率却越来越低，最终达到理论最大收益值后保持稳定（图表7.3）。对于调频收益而言，其主要取决于储能最大充放电的能力，而与储能总容量关系不大，因此调频收益和小时数之间无明显关联。成本方面，同样充放电功率容量（W）下，储能小时数的增加可以摊薄每单位能量（Wh）储能对应的PCS 等交流侧设备成本，而且可以降低单位能量的EPC 施工费用以及后续运维成本等。因此，在现有政策规则框架下，投资方应综合量化分析长时独立储能对单位投资及运维成本的摊薄、对单位容量收益的增加、对单位电能量收益的减少，确定最优的小时数配置。

分时电价形成机制的市场化转型正在重塑工商业储能的核心运营逻辑，多元化收益模式成为转型趋势

从已投运及在建项目实践来看，工商业储能的运营及获利方式呈现出以行政分时价差套利为核心、以合同能源管理（EMC）模式为主导的基本格局，自投自建模式占比相对有限。EMC 模式以电价峰谷价差套利为核心收益来源，投资方通过优化固定时段低充高放的充放电策略获取价差收益，并在此基础上向用户支付租金或分成。由于用户侧通常不直接参与调度决策，该模式下储能系统较少参与需量管理或其他复杂应用场景，收益结构相对单一。自投自建模式在项目设计收益测算时也会以峰谷价差套利为主，需量管理部分的收益占比有限。

2025 年12 月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），自2026 年3 月1 日起施行。文件提出，电力中长期交易应进一步市场化，不再由政府统一规定参与市场交易用户的固定峰、平、谷时段及浮动比例，分时电价的形成机制由行政核定转向市场形成。在电力市场体系中，中长期交易价格构成零售侧电能量价格的核心成本基础，其分时价格结构通过“批零价格传导”或“零售合同约定”的方式映射至用户侧电价；因此，中长期交易中不同时段价格的形成方式及其价差水平，决定了零售侧分时电价的形态，并进一步影响工商业储能在用户侧所能获取的实际套利空间。在此背景下，工商业储能过往依靠的价差基础由“行政确定”转为“市场形成”，其获利逻辑也随之由确定性套利逐步转向基于价格信号的策略性运营。

不同地区零售侧价格形成机制的差异将直接影响储能项目的收益空间与运营策略。由03 章节零售市场部分的讨论可知，各地取消批发侧行政分时后的零售侧衔接机制呈现出差异化路径，进一步影响了工商业储能项目的收益空间与运营方式。总体而言，批零传导是零售侧价格形成的长期趋势，但在过渡阶段，各地根据本地电力系统特征、市场成熟度及存量储能规模，形成了不同的实现路径。当前零售侧分时价格形成机制大致可归纳为两类：一类是批发市场仅传导交易均价到零售侧，零售电价峰谷曲线仍可通过行政要求或自主协商方式进行塑造（如山东、广东、江苏等）；另一类则是批发市场直接传导分时价格曲线到零售侧，并对批发侧不同交易品种的传导方式及比例进行明确约束（如河北南网）。前一种模式侧重于兼顾政策过渡需要与存量项目的收益稳定性，尤其是在工商业储能装机规模较大的地区，通过保留一定的峰谷曲线与波动幅度的协商空间，为既有商业模式提供缓冲空间；后一种模式则更强调批发侧和零售侧分时价格信号的直接联动，推动市场化分时价格信号的形成。

不同传导模式下，储能可获取的价差确定性与波动特征呈现显著差异。在批发市场传导均价的模式下，零售侧整体机制与行政分时阶段变化相对有限，用户与售电公司仍可通过零售合同约定峰谷时段及价格浮动比例，在一定程度上可以复刻传统行政分时下的时段划分与峰谷系数。在此过渡阶段，储能项目仍可以依赖相对确定的价差进行运营，原有以套利为核心的商业模式具备延续空间。相比之下，在批发侧直接传导分时价格曲线的模式下，零售分时电价由多种批发侧交易价格加权形成，目前往往中长期交易价格权重较高，现货价格权重有限。但从现状看，大多数省份的中长期交易和现货交易的峰谷价差均明显低于行政分时电价。以本报告第01 章节图表1.2 数据为例，典型省份的现货交易分时均价峰谷差集中在0.1–0.5 元/ 千瓦时区间，而中长期交易的分时价差往往更小，按照不同权重叠加后的综合价差也将显著低于行政分时普遍0.5 元/ 千瓦时以上的峰谷价差。工商业储能可获取的套利空间普遍收窄，项目收益水平呈下降趋势。同时，随着行政分时的取消，储能无法按照预设的峰、谷时段进行充放电实现相对稳定的套利，而需结合中长期分时交易结果及现货市场价格信号进行动态调整，滚动优化充放策略。这一转变使得储能对价差的捕获难度提升，显著增加了收益实现的不确定性。

因此，工商业储能投资的核心在于同时筛选具备价差基础的市场与具备协同潜力的用户。在市场选择方面，需重点关注分时价格形成机制及其实际运行结果。一方面，需要评估当地规则是否仍通过零售侧保留或重构分时价差，包括分时系数设定、批零传导方式及零售合同灵活性；另一方面，需要结合市场运行情况判断价差的实际水平与稳定性。在用户选择方面，即使在具备价差基础的市场中，工商业储能项目能否实现收益仍取决于用户是否愿意签订具备足够价差的分时电价套餐。不同工商业用户的负荷特性差异显著，负荷连续稳定的行业（如数据中心、造纸行业等）通常倾向于提高价格确定性，在零售套餐选择中锚定高比例的固定价格。而生产节奏可调、负荷波动性较强的行业（如充换电站、设备制造等）则更有动力签订分时电价，从而配合调整生产排班和储能充放电策略，降低用电成本。

在套利空间收窄的背景下，工商业储能亟需从单一价差套利向多元化收益模式转型。在与售电公司的协同层面，储能可通过优化用户侧用电曲线，减少偏差电量及相关考核成本，从而在零售侧结算中获取间接收益。例如，在执行偏差考核较严格的地区，可以将储能作为交易策略的风险对冲工具，在交易结果出现偏差的时候快速响应，有效降低甚至消除偏差电量，从而减少偏差电费支出，并在用户与售电公司之间形成收益分成机制。同时，也可靠考虑将储售、光储售一体化运营作为主要商业模式，通过光伏发电时段的降本能力和储能按照现货市场价格信号执行充放策略的套利降本能力，降低售电公司的购电成本，增强售电服务竞争优势。在用户侧用能管理层面，储能可通过削峰填谷降低最大需量，减少两部制电价中基本电费的支出，这项收益虽规模有限，但在价差收窄背景下，已成为支撑项目经济性的关键补充。在更高阶的运营形态中，储能可与具备调节能力的负荷资源共同聚合为虚拟电厂等新型经营主体直接参与电力市场。这类模式下，用户侧不再是市场价格的被动接受者，而是可主动利用负荷和储能的调节能力制定报价策略，最大化参与电力市场的效益。

全文如下：