新能源电价正经历从补贴时代向市场化定价的深刻转变，电价走势直接影响绿电运营商的盈利能力和投资价值。国联证券探寻电价系列报告指出，典型上市公司光伏上网电价从2020年0.711元/kWh降至2023年0.454元/kWh，降幅达36.3%；风电电价相对抗跌，仅从0.481元/kWh降至0.468元/kWh。2024年现货市场新能源电价承压明显，但《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》确立的保障性收购+市场化交易双轨机制，叠加绿电环境溢价，为电价提供底部支撑。本报告从电价机制演变、当前承压现状、未来企稳逻辑三个维度解析绿电电价走势。
电价机制演变——从核准电价到全面平价的四阶段跨越
光伏电价经历了核准电价（2008-2013，4元/kWh→1元/kWh）、分区标杆电价（2013-2018，I类资源区0.9→0.5元/kWh）、竞配电价（2019-2020，指导价0.4/0.45/0.55元/kWh）、平价上网（2021年至今，按燃煤基准价执行）四个阶段。风电同样经历特许权招标（2003-2009）、分区标杆（2009-2018，I类0.51→0.4元/kWh）、竞配（2019-2020，陆风指导价0.29-0.52元/kWh）、平价（2021年陆风、2022年海风）四阶段。电价从高补贴逐步退坡至全面平价，标志着新能源已具备与火电同台竞争的能力，但同时也意味着新建项目的电价中枢系统性下移。
当前电价承压——平价项目激增+消纳问题双杀
从上市公司维度看，光伏电价降幅远大于风电。华能国际2022/2023年光伏新增装机分别为297/682万千瓦，同比+89.5%/+108.7%，大量平价项目集中并网拉低平均电价。从现货市场维度看，2024年山西光伏现货电价10月同比-29.4%、甘肃-13.34%、蒙西-66.68%；风电方面山西-8.14%、蒙西-63.45%。电价承压的主因是各类电源装机规模增长、水电来水较好、煤电成本降低致电力供需有所缓解。但夏季6-8月部分月份新能源电价同比持平或提升，表明迎峰度夏期间电力供需偏紧时电价有支撑。
电价企稳逻辑——多元化收入结构+绿电环境溢价
2024年3月《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》将新能源收入拆分为四部分：保障性收购电费、市场化电费、偏差考核电费（损益）、辅助服务费用（损益）。保障性收购电量为各省按消纳责任权重确定的最低收购小时数，提供稳定的收益底仓。市场化交易部分可通过绿电交易获得环境溢价，中长期交易锁定部分电价。随着2025年5条特高压集中投产（金上-湖北、陇东-山东、哈密-重庆、宁夏-湖南、川渝特高压），西北地区消纳改善将减少现货市场低价抛售压力。光伏组件价格同比下降35%以上降低新建项目成本，在电价承压背景下维持项目IRR，预计电价将逐步企稳。
绿电电价演变与现状
| 阶段 | 光伏电价 | 风电电价 | 时间 |
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| 核准电价 | 4→1元/kWh | 特许权招标 | 2008-2013 |
| 分区标杆 | I类0.9→0.5元/kWh | I类0.51→0.4元/kWh | 2013-2018 |
| 竞配电价 | 指导价0.4-0.55元/kWh | 指导价0.29-0.52元/kWh | 2019-2020 |
| 平价上网 | 燃煤基准价 | 燃煤基准价 | 2021至今 |
| 2020年均价 | 0.711元/kWh | 0.481元/kWh | — |
| 2023年均价 | 0.454元/kWh | 0.468元/kWh | — |
