数字储能网讯：136号文落地已月余，新能源行业仍在经历一场深度"定价休克"。
目前，政策已将新能源电价水平、电量规模、执行期限等具体实施方案的制定下放至各省，而各省出台具体实施方案的时间截点定在2025年底。
在等待政策落地的空挡，「风芒能源」特别梳理全国31省电力装机结构、新能源发展规划以及既有市场交易方案，同时，结合「飔合科技」对各省电力市场交易及结算情况的盘点，通过上、下两篇文章呈现各省目前的新能源发展现状及市场形态，尽量帮助行业从“已知”中推导“未知”，在政策尚待成形的空档期提供信息参考。
详情见下：
01
华中区域
截至2024年12月底，河南、湖北、湖南3省电力总装机规模分别为14666万千瓦、12361万千瓦、7648万千瓦。
从装机结构来看，华中地区3省新能源装机在电力总装机中占比均不足50%。其中，河南省火电装机仍占主导，在电力装机中占比达50.6%；湖南、湖北两省电源装机中，水电地位较为突出，装机占比分别达30.84%、21.4%。
从电力交易情况来看：
河南：河南省新能源暂不参与省内中长期交易，非现货期间由政府授权合约全量保障收购。2024年开展1次现货结算试运行（2024年5月15日-6月14日），集中式新能源10%上网电量参与结算。发电侧日前、实时市场电价采用分区电价（分豫北、豫西、豫中东、豫南四个价区），用户侧日前、实时市场电价采用全网发电侧加权平均电价结算。
整体来看，此次现货试运行全网日前市场算数均价为208.89元/兆瓦时，全网实时市场算数均价为288.09元/兆瓦时。四个分区电价中，豫北区域各时点的日前、实时现货均价最低，日前算数均价为164.10元/兆瓦时，实时算数均价为245.70元/兆瓦时。
来源：飔合科技
湖北：2024年1-3月，湖北电力现货市场未开展，湖北省新能源不参与常规中长期交易（除绿电外），新能源全部上网电量按照优先上网电量（416.1元/兆瓦时）结算。1—3月，该地区可再生能源消纳总量分别为87.71亿千瓦时、78.08亿千瓦时、92.45亿千瓦时。
4月16日电力现货市场开展后，新能源部分上网电量按照优先上网电量结算，视作保障性收购电量。2024年4-12月结算均价332.22元/兆瓦时。
来源：飔合科技
湖南：2024年1-12月湖南电力市场化交易合计交易电量876.46亿千瓦时，交易平均价差上浮17.69元/兆瓦时。其中新能源交易合同电量236.07亿千瓦时，平均交易价差下浮1.64元/兆瓦时；外购电中进入市场电量218.6亿千瓦时，平均交易价差上浮15.18元/兆瓦时。
来源：飔合科技
从已有政策层面来看，河南、湖北两省已发布2025年电力交易方案。整体来看，除湖南外，2025年市场交易规模与2024年基本持平；入市主体和入市比例有所变化。
2025年华中三省电力交易方案详表
02
华东区域
截至2024年12月底，江苏、浙江、安徽3省电力总装机规模分别为20409万千瓦、12143万千瓦、14956万千瓦。
从装机结构来看，华东3省火电装机均占主导，江苏、安徽火电装机占比过半，分别为53.66%、51.99%；浙江火电装机占比稍低，为47.91%。相应地，华东三省新能源装机比例尚不足50%。
但值得一提的是，在新能源中，华东3省明显更偏好光伏。除江苏省外，安徽、浙江风电装机占比不足10%，但上述3省光伏装机占比均超30%。
基于此，对于未来规划，安徽、浙江均明确将继续推进新能源建设，且确定装机目标。上述两省政府工作报告分别指出，2025年，安徽新增可再生能源发电装机600万千瓦以上；浙江确保新增电力装机2000万千瓦以上，其中绿色能源占比60%以上。
从电力交易情况来看：
江苏：江苏平价新能源只能参与绿电交易，带补贴项目主动承诺放弃绿电交易电量补贴后可参与绿电交易。分散式风电、分布式光伏需具备绿证核发条件并申请成功后，可参加月内绿电交易。
江苏省优先发电价格为燃煤基准价391元/兆瓦时。江苏省新能源场站绿电交易以外的电量以煤电基准价执行全额保障性收购。2024年江苏绿电结算均价426.19元/兆瓦时，绿色环境权益均价24.92元/兆瓦时。
安徽：安徽2024年新能源总计结算电量412.62亿千瓦时，结算均价392.35元/兆瓦时。其中保障性电量315.20亿千瓦时，结算均价384.49元/兆瓦时；绿电结算电量97.43亿千瓦时，结算均价434.64元/兆瓦时。
浙江：2024年，浙江电力交易中心配合北京电力交易中心组织绿电交易25场，成交电量合计113.59亿千瓦时。2024年2-11月浙江省结算绿电约91亿千瓦时，均价457.49元/兆瓦时。
来源：飔合科技
从已有政策层面来看，目前华东三省均已发布2025年电力交易方案。整体来看，除安徽外，其余省份2025年市场交易规模与2024年基本持平，入市主体和入市比例有所变化。
2025年华东三省电力交易方案详表
此外，关于电价政策，在2025政府工作报告中，江苏还表示，2025年，开展企业绿电直连试点，提高绿电就近就地消纳能力。
03
南方区域
截至2024年12月底，广东、广西、云南3省电力总装机规模分别为22183万千瓦、9246万千瓦、15188万千瓦。
从装机结构来看，从南方3省电源结构迥异，除“新能源非主导电源”这一共同点外，广东、广西及云南电力装机各有特点。
广东省电力装机中，火电占明显主导，装机比例接近60%，而风、光装机规模虽突破50GW，但整体装机比例并不算高，为26.7%；广西电源结构的主要特点在于均衡，风、光、火、水四大电源装机比例基本相当，火电最高，为32.76%，风电最低，为19.55%；云南的电源结构则以水电为主，装机占比达55.05%，火电装机反而最好，占比不足10%。
对于新能源发展规划，仅云南两省明确装机目标。云南省2025年政府工作报告指出，云南将开工、投产新能源项目各1600万千瓦以上。
从电力交易情况来看：
广东：2024年广东月度中长期电量共936.15亿千瓦时，交易均价418.04元/兆瓦时，其中广东月度双边协商成交电量共841.85亿千瓦时，成交均价为419.22元/兆瓦时；月度集中竞争成交电量为94.3亿千瓦时，成交均价为413.98元/兆瓦时。
2024年广东发电侧日前均价为344元/兆瓦时，实时均价为333.37元/兆瓦时。
来源：飔合科技
广西：广西2024年累计直接交易成交电量1102.48亿千瓦时，平均成交价格444.85元/兆瓦时，较燃煤基准上网电价上涨24.15元/兆瓦时。从10月开始交易价格开始极速降低，至12月平均成交价降至406.70元/兆瓦时，较燃煤基准上网电价下降14元/兆瓦时。
广西2024年在四个季度均开展了现货结算试运行，现货期间日前统一结算点算数平均价为262.05元/兆瓦时，较燃煤标杆电价降低158.65元/兆瓦时。
来源：飔合科技
云南：2024年1-12月，云南省内市场化交易电量共2101.67亿千瓦时，其中清洁能源交易成交电量为1664.71亿千瓦时，成交均价为231.76元/兆瓦时；绿电交易成交电量为16.63亿千瓦时，电能量价格成交均价228.93元/兆瓦时。
云南2024年四季度均开展了现货结算试运行，3月28-31日现货平均结算价格为301.91元/兆瓦时；6月6、7日及24-30日现货平均结算价格为245.59元/兆瓦时；8月22-31日发电侧日前平均电价为224.87元/兆瓦时，实时平均电价为284.84元/兆瓦时；11月整月发电侧日前平均电价为261.75元/兆瓦时，实时平均电价为267.62元/兆瓦时。
来源：飔合科技
从已有政策层面来看，目前南方区域三省均已发布2025年电力交易方案。整体来看，广西、云南2025年市场交易规模与2024年基本持平，入市主体和入市比例有所变化。广西2025年地调以上燃煤、集中式风光全电量入市；云南存量电站汛期上网电量作为优先发电量，增量场站全容量入市、参与清洁能源市场交易。
2025年南方区域3省电力交易方案详表
04
内蒙古区域
内蒙古为我国新能源装机最多的省份。
从装机结构来看，截至2024年12月底，内蒙古电力总装机规模为25772万千瓦，其中新能源累计装机均超13000万千瓦，在总装机中占比超52%；火电装机12107万千瓦，占比46.98%。
2025年，内蒙古将继续巩固其新能源产业领先地位。根据其2025年政府报告，内蒙古明确提出力争新能源新增并网4000万千瓦，发电量超3000亿度。
从电力交易情况来看，蒙西2024年电力多边交易区内交易电量2665.27亿千瓦时，平均成交价格291.18元/兆瓦时，新能源合约电量906.98亿千瓦时，平均交易价格221.26元/兆瓦时。其中风电合约电量651.38亿千瓦时，平均交易价格213元/兆瓦时；光伏合约电量220.25亿千瓦时，平均交易价格240.67元/兆瓦时。并将新能源交易品种全部视为绿电交易，设置环境价格，其中环境价值为30.8元/兆瓦时。
同时，飔合科技分析指出，蒙西光伏装机占比较高，受供需条件影响，午间时段光伏集中出力下极易出现现货价格为0元/兆瓦时的极端情况；而其余非午间时段现货价格受市场垄断因素显著影响，在蒙西火电机组“抱团策略”下呈现出明显的高峰时段。2024年市场实时现货均价484.67元/兆瓦时，其中风电现货均价332.72元/兆瓦时，光伏现货均价289.52元/兆瓦时。
来源：飔合科技
从已有政策层面来看，蒙东、蒙西均已发布2025年电力交易方案。蒙东2025年放开用户侧打捆购电比例限制，增加新能源年度交易不得低于60%，按照补贴新能源、火电、平价新能源开展交易；蒙西进一步放开市场限制取消日清分节点电价下限约束。
2025年内蒙古电力交易方案详表
05
西南区域
截至2024年12月底，四川电力总装机规模为13906万千瓦。
从装机结构来看，四川省是全国水电装机第一大省，水电累计装机9770万千瓦，占比达到70.26%。火电为四川省第二大电源，装机占比15.56%。相比之下，新能源在总装机中并不突出，风电、光伏装机规模分别890万千瓦、1082万千瓦，占比均不足10%。
从电力交易情况来看，四川2024年新能源暂不参与现货市场。2024年四川省内市场化交易水电（风光）电量共计1259.16亿千瓦时，同比减少8.23%，其中常规直购1013.54亿千瓦时，弃水电量消纳108.22亿千瓦时，省内绿电57.60亿千瓦时，绿电均价337.95元/兆瓦时，留存电量79.80亿千瓦时。
来源：飔合科技
从已有政策层面来看，四川已发布2025年电力交易方案。2025年水火风光同台竞争、分时签约衔接现货，优化调整了市场交易类型。新能源保障收购比例下降，风电降至400h、光伏降至300h，配储额外增加150h。
2025年四川电力交易方案详表
此外，关于电价政策，在2025政府工作报告中，四川还表示，2025年要完善电力中长期交易机制，用好省间电力现货市场。
06
其他
此部分包含北京、江西、福建、上海、重庆、西藏、贵州、海南8个省份。
截至2024年12月底，上述8省电力总装机均未超1亿千瓦，其中，贵州、福建、江西电力装机规模较高，分别达到9032万千瓦、8864万千瓦及7062万千瓦；西藏电力总装机尚不足1000万千瓦。
从装机结构来看，上述8省份大致可分为3大类：
1、北京、上海、重庆3个直辖市新能源装机占比均较低，分别为10.93%、16.93%、16.89%。并且电源结构明显偏煤，其中，北京、上海火电装机占比超8成；
2、江西、福建、贵州新能源累计装机规模超20GW，且火电装机占比均为40%左右。但值得注意的是，尽管上述三省新能源在总装机中占比均未超过50%，但发展偏好有所不同，江西、贵州光伏装机占比分别达36.31%、21.99%，但风电装机尚不足10%。
3、西藏、海南电力总装机规模较小但新能源装机比例较高。其中，西藏光伏装机占比超50%，海南光伏装机占比38.63%。同时，上述两地风电装机有限，海南省风电装机占比仅为2.19%。
对于未来的电力装机规划，海南、贵州已明确目标。两省在政府工作报告指出，海南全省清洁能源装机比重达85%左右；贵州电力装机容量达9700万千瓦。
从已有政策层面来看，北京、上海、福建已发布2025年电力交易方案。2025年市场交易规模与2024年基本持平，入市主体和入市比例有所变化。
2025年其余8省电力交易方案详表
