本文目录一览：
- 〖壹〗、山西省电价现货日前电价报价
- 〖贰〗 、山东省历年电力上网电价走势(2018-2024年)
- 〖叁〗 、南方电网电费涨价
- 〖肆〗、电力市场观察:长协电价走低,将进入电力低价时代?
- 〖伍〗、甘肃风电电价
- 〖陆〗 、陕西26年现货电价走势
山西省电价现货日前电价报价
山西省电价现货日前电价报价情况如下：整体均价水平根据公开数据，山西省2025年1-4月日前市场均价为271元/兆瓦时 ，较去年同期的301元/兆瓦时下降约10% ，且2024年全年日前均价为310元/兆瓦时。2025年上半年（1-6月）山西日前现货度电均价进一步降至0.283元/千瓦时（即283元/兆瓦时），显示整体电价呈下降趋势 。
022年1-5月，山西一座30MW的光伏电站平均上网电价为0.1225元/度 ，最低仅为0.06元/度 ，比较高为0.16元/度，相比燃煤基准价0.332元/度 ，降幅高达62% 。
山西储能电价方面 ，2024年电化学储能结算均价为4442元/MWh，独立储能电站参与电力储能调峰的交易费用借鉴现货市场火电机组深度调峰第四档区间为750元-950元/MWh（折合每度电0.75元-0.95元） ，而山西四大400MW/800MWh独立储能项目的储能单价则达到20元/Wh。
山西电力现货结算规则主要如下：结算模式：采用“双结算 ”和“日清月结 ”模式。“双结算”指按日前现货费用对日前现货交易曲线与中长期交易曲线的分时偏差电量结算 ，按实时现货费用对实时现货交易曲线与日前现货交易曲线的分时偏差电量结算 。
山东省历年电力上网电价走势(2018-2024年)
〖壹〗 、018年陆上风电标杆电价为0.4-0.6元/千瓦时（依资源区划分），海上风电为0.85元/千瓦时；2019-2020年随《关于完善风电上网电价政策的通知》实施 ，新核准陆上风电项目全面实现平价上网 ，电价年均降幅约10%-15%，推动行业技术迭代与成本优化 。2021-2024年：风电进入平价时代 ，电价主要由市场供需决定。
〖贰〗、上网电价稳定在0.39-0.45元/千瓦时区间（以当地燃煤发电基准价为主 ，部分项目通过绿电交易获得溢价） 。
〖叁〗 、018-2022年整体趋势：火电上网电价呈持续下降态势 。2018年火电上网电价较高，主要受煤炭费用高位运行及电力市场化改革初期定价机制影响；2019-2020年，随着煤炭费用回落及电力市场化交易比例扩大 ，火电电价逐步下调；2021年受煤炭费用大幅上涨影响 ，电价短暂回升，但2022年再次回落 ，反映政策对电价波动的调控作用。
〖肆〗 、山东省海上风电电价从2021年的0.85元/千瓦时（含补贴）开始下降 ，为后续平价上网做准备 。
〖伍〗、东北区域黑龙江省：2018-2022年期间，平均上网电价从约0.75元/千瓦时逐步降至0.4元/千瓦时以下 ，降幅显著 ，主要受国家光伏发电补贴退坡及省内竞价上网政策影响 。
南方电网电费涨价
南方电网部分地区工商业电价出现大幅上涨，但居民用电费用未受影响。电价上涨的具体情况2026年4月 ，南方粤桂滇黔琼五省工商业电价出现“跳崖式”飙升 ，广东现货电价一度逼近1元/度，同比暴涨超200% 。此次电价暴涨主要发生在电力现货批发市场 ，而居民用电执行政府定价 ，费用保持稳定 。
南方电网电费较高的核心原因在于用电量高叠加电价政策影响，且南方特殊气候加剧了用电需求。 阶梯电价政策推高成本 大多数南方家庭采用“用电量越多 、电价越贵 ”的阶梯收费模式 。若每月超出一档电量（约260-300度），二档电价可能上涨5%-10% ，三档电价涨幅可达20%以上 。
025年南方电网电费最大的变化在于：居民用电阶梯更精细 、工商业电价实时浮动 ，云南水电直供广东降低企业成本。
电力市场观察:长协电价走低,将进入电力低价时代?
近来不能判定电力市场将进入低价时代，长协电价走低是多种因素共同作用的结果 ，且电价受多种不确定因素影响 ，未来走势仍需谨慎判断。
全国各省年度长协费用情况对长江电力电价的潜在影响2025年全国各省的年度长协费用普遍降低，广东降了7分/度 ，江浙沪分别降了4分和2分/度 。在市场化交易中 ，江苏长协0.409元，广东0.391元 ，浙江0.415元 ，福建0.42元 。
要是长协电价远低于市场价，批发侧购电成本高于零售售价 ，就会出现批零倒挂。像广东市场 ，部分售电公司长协报价突破火电基准价下浮底线，加上分摊成本后，购电成本接近甚至超过零售售价 ，利润空间被大幅压缩 。
国电电力大跌的核心原因是市场对未来电价的悲观预期 ，尤其是受2026年长协电价下调的直接冲击，具体原因如下：长协电价下调的直接影响广东和江苏2026年长协电价签约结果远低于预期 ，广东成交均价同比下降约5% ，较燃煤基准价下浮18%；江苏加权均价同比下降19%，较基准价下浮17% 。
国电电力近期大幅下跌是基本面、资金面 、技术面及市场预期共同作用的结果 ，具体原因如下：2026年长协电价超预期下浮 ，直接冲击火电盈利预期广东 、江苏等电力消费大省2026年长协电价普遍低于预期，其中广东交易均价接近20%下浮下限 ，江苏较基准价下浮17%。
甘肃风电电价
025年甘肃风电电价情况较为多样 ，市场化交易电价约为0.228元/千瓦时，现货市场电价约在0.21 - 0.35元/千瓦时 。市场化交易电价2025年甘肃风电市场化交易电价约为0.228元/千瓦时 ，如甘肃巨化新材1GW风电场项目就是按此费用测算 ，项目年平均上网电量约239亿度，全生命周期可节省电费超60亿元，资本金财务内部收益率130% 。
甘肃电力市场交易费用信息如下：新能源上网电价：存量项目（2025年6月1日前） ，补贴项目机制电价0.25元/千瓦时 ，占上网电量30%；平价项目机制电价0.262元/千瓦时，占上网电量50%。增量项目机制电量比例50% ，采用分类型（风电、光伏）边际出清竞价 ，区间0.15 - 0.262元/千瓦时 。
甘肃风电新能源上网电价根据项目投产时间及类型分为存量项目和增量项目两类，具体电价机制如下：2025年6月1日前投产的存量项目存量项目采用固定机制电价 ，标准为0.3078元/千瓦时 。
甘肃：普通光伏电价预期低于0.2元/度。新能源项目各段交易费用≤交易基准价 ，基准价 = 燃煤基准费用 * 峰谷分时系数 。光伏项目发的大部分电量，交易费用的上限将为0.1539元/度 。广西：集中式风电 、光伏市场化交易电价为0.38元/度。政府授权合约费用集中式风电 、光伏发电企业为0.38元/千瓦时。
024年甘肃省光伏发电上网电价同样呈现出明显的下降趋势 。
不同地区并网电价存在差异 广西：2024年集中式风电、光伏市场化交易电价为0.38元/千瓦时 。河南：除光伏扶贫电量外 ，风光电量按不高于燃煤基准价参与市场交易 ，具体费用需借鉴当地燃煤基准价。甘肃：新能源发电交易费用机制中，光伏项目发的大部分电量交易费用的上限为0.1539元/度 。
陕西26年现货电价走势
现货市场费用波动剧烈 ，分时价值凸显2026年陕西电力现货市场处于连续结算试运行阶段 ，费用波动幅度极大 。以2026年4月13日-19日为例：日前市场：出清加权均价波动范围为672元/兆瓦时至2852元/兆瓦时，价差超过4倍。
在用电高峰时段，电力供不应求 ，电价往往会上涨 。例如夏季高温时 ，空调等电器大量使用，电力负荷增大 ，现货电价会随之攀升 。 发电装机容量变动：陕西发电装机容量不断变化 ，新增机组投入运行会增加电力供应。当供应大于需求时，电价有下降压力；反之供应不足时电价上升 。
取消政府划定的固定峰谷时段与强制浮动比例 ，电价形成机制将转向市场化定价模式 ，即由市场供需关系和售电公司与发电企业间的批发交易均价直接传导形成 。
