随着电力市场化交易比重提高，国内电价下行的趋势愈发显著，尤其在电力市场化改革后，这一趋势更为明显。多家发电企业数据显示，今年上半年，上网电价出现下降，对净利润率等指标产生冲击。业内人士指出，电价下行主要受政策、供需、成本及现货市场等因素影响，电力市场化改革是关键因素。

日前，山东省公示了2025年度新能源机制电价竞价出清结果，为全国首个公布机制电价的省份，光伏机制电价仅为0.225元/kWh，较煤电基准价下浮43%，引发业内警觉。电价变动正深刻影响发电企业的投资决策，有业内人士表示可能放弃在山东投资光伏项目，上市公司也表示将重构测算模型。

龙源电力数据显示，今年上半年，公司发电业务平均上网电价为399元/兆瓦时，较2024年同期下降23元/兆瓦时。风电平均上网电价422元/兆瓦时，下降16元/兆瓦时；光伏平均上网电价273元/兆瓦时，下降5元/兆瓦时。中广核新能源和大唐新能源也提到电价下跌对公司的影响。《国家发展改革委国家能源局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》（136号文）明确新能源全电量参与市场交易，推动电价下行。

协鑫能科晟能公司副总经理钱亚南表示，动力煤价格下降，火电成本降低，火电企业以低价成交换取电量，对光伏和风电电价形成压力。光伏产业技术进步和产能扩张，成本下降空间大，导致光伏电价降幅明显。不过，也有受访人士表示，关于电价下行的判断及不同电源电价的比较，还需时间和数据具体分析。

今年1—6月，全国累计完成市场交易电量2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%，市场化交易电量占全社会用电量比重攀升至60.9%。政策层面，除136号文外，今年4月国家发改委、国家能源局出台《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，7月《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》获批，标志着全国统一电力市场建设取得制度性突破。

钱亚南指出，上半年光伏装机量迅猛增长，导致电力市场供大于求，压低光伏电价；风电装机增长速度相对较慢，对风电电价影响较小。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，随着新能源比例增大，电价波动也会越大，发电企业必须根据这一趋势做出调整。

不过，发电企业并非无利可图。绿色和平气候与能源项目经理高雨禾表示，电价波动主要受电力供需变化影响，发电企业可以利用配置储能等峰谷价差套利模式赚取收益。同时，发电企业也需要考虑未来绿电消费的新增长点，如靠近绿电负荷需求的数据中心或零碳园区等。随着全国统一电力大市场建立和完善，发电企业可以积极布局虚拟电厂平台，参与需求响应从而获得补贴或奖励。

在钱亚南看来，136号文发布实施后，发电企业在新能源项目投资选择策略上发生了一系列变化，更加注重成本控制、项目选址、交易能力提升等方面。上市公司太阳能在机构调研中表示，公司将通过精细化管理，严格控制光伏发电项目建设及运营成本、提高电力交易能力，着力加强靠近负荷中心的项目开发。

“针对电价波动的挑战，长期购电协议可以成为发电企业促进可再生能源消纳，提供稳定的电价收入预期的有效策略之一。”吕歆表示，对于有意向投资建设可再生能源项目的发电企业，长期购电协议能够拓展项目的投融资渠道，通过长期购电协议，还可以锁定稳定优质的电力用户，并以可预期的电价收入获得项目前期投资与测算的支持。

（文章来源：证券时报）