开源证券报告深入分析新能源电价走势与市场机制演变。风电I-IV类资源区标杆电价从2009年0.51-0.61元/千瓦时下调至2020年0.29-0.47元/千瓦时（-34.4%），光伏I-III类资源区标杆电价从2013年0.90-1.00元/千瓦时下调至2020年0.35-0.49元/千瓦时（-56.7%）。2021年风光进入平价时代，市场化交易持续推进。2024年各价区现货市场呈现全市场均价>风电均价>光伏均价的特征，甘肃光伏捕获价降幅达36.99%。分时电价政策（甘肃峰谷浮动50%，新疆75%）导致光伏中长期电价承压。绿电电能量价格主要锚定煤电交易价格，煤电边际成本为绿电价格提供安全边际。
从标杆电价到平价上网——电价机制的历史性转变
2006年《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》提出风电实行政府指导价；2009年风电标杆电价政策将全国分为四类风能资源区，电价0.51-0.61元/千瓦时；2013年光伏标杆电价政策将全国分为三类太阳能资源区，电价0.90-1.00元/千瓦时。此后风电标杆电价经历5次下调，光伏经历7次下调。风电平均下调幅度34.4%，光伏平均下调幅度56.7%，光伏电价降幅更为显著。
2021年《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》标志着风光进入平价时代，新建陆风/集中式光伏项目实行平价上网，按当地燃煤发电基准价执行。新能源发电从“补贴依赖”转向“市场竞争”，电价形成机制发生根本性变革。
现货市场价格分化——光伏捕获价降幅最大，风电相对占优
2024年各价区电力现货均价普遍下降，现货市场整体呈现全市场均价>风电均价>光伏均价的特征。甘肃光伏捕获价较2023年下降36.99%（四省最大降幅），风电下降15.88%；蒙西光伏下降20.61%，风电下降18.97%（四省最大风电降幅）。光伏出力集中在午间，而午间现货价格通常为日内低谷，导致光伏捕获价格显著低于全市场均价。
分时电价政策进一步加剧光伏电价压力。2021年甘肃印发分时电价机制，高峰/低谷电价上下浮动50%；2023年新疆将浮动比例扩大至75%。光伏发电出力集中于午间（低谷时段），光伏中长期合同电价显著低于风电。根据新疆2025年度双边交易结果，光伏申报均价164.77元/兆瓦时，风电申报均价257.05元/兆瓦时，价差达92元/兆瓦时。风电日内出力分布更均匀，量价压力相对更小。
煤电价格锚定——中长期电价的安全边际
目前煤电电量仍占主导地位，绿电电能量价格主要锚定煤电交易价格。假设煤电度电供电煤耗300克标准煤，5500动力煤价格400-800元/吨，燃煤发电单位燃料成本约150-300元/兆瓦时。假设火电初始投资成本4000元/千瓦，利用小时数4000-4500对应固定成本约100-120元/兆瓦时。全国火电综合供电成本250-430元/兆瓦时。火电企业保持合理盈利前提下，各省中长期电力市场价格具备支撑。2025年2月国家发改委、能源局发布通知，推动风电、光伏上网电量全部进入电力市场，存量与增量项目分类施策，新能源电价市场化改革进入深水区。
新能源电价关键数据| 电价指标 | 数据 |
|---|
| 风电标杆电价累计降幅 | 34.4%（2009-2020） |
| 光伏标杆电价累计降幅 | 56.7%（2013-2020） |
| 甘肃光伏捕获价2024年降幅 | 36.99% |
| 蒙西风电捕获价2024年降幅 | 18.97% |
| 新疆2025年光伏申报均价 | 164.77元/兆瓦时 |
| 新疆2025年风电申报均价 | 257.05元/兆瓦时 |
