文章核心观点 - 2025年湖北省绿电交易规模与绿证购买量均实现高速增长，绿电交易量同比增长52%至30.85亿千瓦时，绿证购买量同比增长152%至830万个 [1] - 行业通过拓展省间交易渠道与创新交易机制，持续扩大绿色电力供给并提升市场活力，为绿电资源优化配置奠定基础 [1][2] 绿电交易规模与绿证购买情况 - 2025年湖北省全年累计成交绿电30.85亿千瓦时，同比增长52% [1] - 绿电交易中，省间交易量为7.61亿千瓦时，省内交易量为23.24亿千瓦时 [1] - 通过北京电力交易平台购买的绿证数量达830万个，同比增长152% [1] - “十四五”期间绿证累计购买量已突破1100万个 [1] 绿色电力供给渠道拓展 - 行业常态化开展新疆、青海、宁夏及华中区域内省间绿电交易 [1] - 紧密跟进陕武特高压工程配套新能源项目，推动其超出优先发电计划的部分通过市场化绿电方式输送至湖北 [1] - 探索跨经营区绿电交易新模式，依托1000千伏长南Ⅰ线及华北、华中区域省间联络线，推动蒙西绿电接入湖北电网 [1] - 2025年9月1日，鄂蒙两地完成首笔月度绿电交易，出清电量0.02亿千瓦时，实现蒙西绿电入鄂“零的突破” [1] 交易机制创新 - 为破解合同调整僵化导致交易规模缩水的难题，着力优化省内绿电交易机制 [2] - 创新调整连续运营电量额度，允许绿电合同电量通过日滚动交易进行灵活调整 [2]

新能源发电量 - 2025年冀北地区新能源发电量首次突破1000亿千瓦时，达到1225.1亿千瓦时，同比增长30.2% [1] - 2025年新能源发电量占冀北地区电源发电总量的56.3% [1] - 其中风电发电量达705.5亿千瓦时，光伏发电量达478亿千瓦时，均创历史新高 [1] - “十四五”期间，冀北地区新能源发电量累计达4277.5亿千瓦时 [2] 电网建设与送出能力 - 为确保新能源送出，冀北电力持续加大配套电网工程建设 [1] - 截至2025年底，已建成投运张北柔性直流等重大工程，以及18项500千伏新能源送出工程 [1] - 形成了以京津冀北1000千伏特高压大环网为支撑的骨干网架 [1] - 张承新能源基地形成了多层级、多通道、多落点交直流电网深度融合的清洁能源外送格局 [1] 绿电交易市场 - 2025年冀北绿电交易量达438.3亿千瓦时，同比增长56.1%，交易规模位居全国首位 [1] - 冀北电力创新推出合同回购等灵活机制，并协同政府部门以“政策锚定与市场牵引”双轮驱动 [1] - 通过监测发电出力和市场波动，逐步放开新能源入市比例，释放更多绿电资源进入市场 [1] - “十四五”期间，冀北绿电交易量累计达1001.6亿千瓦时，交易规模连续三年保持全国首位 [2] 总体电源结构 - “十四五”期间，冀北地区电源发电总量累计达9246.7亿千瓦时 [2]

核心观点 - 陕西省年度外送电量首次突破千亿千瓦时大关，达到1100亿千瓦时，提前完成2025年攻坚任务，外送规模较“十三五”末翻一番，成为国家电网经营区第四个外送超千亿省份 [1] 外送规模与成就 - 截至12月27日，陕西年度外送电量达1100亿千瓦时，提前四天完成2025年任务 [1] - 外送规模较“十三五”末的504亿千瓦时翻一番，首次突破千亿千瓦时大关 [1] - 成为国家电网经营区第四个外送规模超千亿的省份 [1] - 全年累计争取电力外送合同电量达1140亿千瓦时 [1] 工作机制与保障措施 - 建立政企高效协同工作机制，组织网源企业实施“挂图作战” [1] - 政企凝聚合力、闭环调度，实时破解电煤供应、通道占用等关键堵点 [1] - 紧盯度夏、度冬关键时期，召开协调会议，压实主体职责，运用市场机制发挥大电网资源配置优势 [2] - 在7月16日本省用电负荷创4491万千瓦历史极值时，仍保持350万千瓦的净外送电力 [2] - 确保迎峰度夏期间245亿千瓦时的外送电量足额履约，实现省内供应安全与外送合同执行“双达标” [2] 市场拓展与交易策略 - 深化“四个走出去”活动，前往华中、西南等传统市场巩固合作，争取增送电量222亿千瓦时 [2] - 紧抓新投运的庆阳-山东特高压直流通道机遇，首次实现通过“网对网”向山东、河北等地送电30亿千瓦时 [2] - 通过按日跟踪通道利用率，“填缝式”组织短期交易，额外挖掘短期外送70亿千瓦时 [2] - 电力外送范围已覆盖华北、华中、华东、西南、西北各方向25省（区、市） [2] 绿色电力发展 - 瞄准京津唐、江浙沪等高需求地区，成功组织陕西绿电跨省外送4.5亿千瓦时 [3] - 推动陕西绿电首次进京，以绿色环境价值带动市场需求增长 [3] - 提升外送电力的“含金量”与“含绿量”，为后续大规模拓展绿电市场积累经验 [3] 未来规划与展望 - 下一步将统筹做好“网对网”集中式外送与“点对网”专用配套电源的协同管理 [3] - 充分挖掘陕武直流、陕皖直流等特高压通道的输送潜力 [3] - 科学谋划“十五五”电力外送规划，将能源资源优势转化为经济发展动能 [3]

行业与公司 * 行业：中国电力市场，具体涉及多个省份的年度电力交易、现货市场、绿电交易及相关政策[1][4] * 公司：未明确提及具体上市公司名称，内容聚焦于各省电力市场整体情况、发电侧（如火电、燃气、核电、新能源）和售电侧[1][2][3][4] 核心观点与论据 2026年各省年度电力交易进展与核心政策 * **整体进展**：各省2026年年度电力交易洽谈已进入白热化阶段，预计下周内大部分省份将完成[4] * **主要政策变动**：集中在三方面 1) 容量电价基准调整 2) 136号文新能源上网电价改革，所有新能源将全面入市 3) 部分省份电力现货市场将转入更长周期的结算运行[4] * **广东省**： * 2026年年度交易规模较2025年增加约10%，上限为4,200亿千瓦时[1][5] * 中长期价格上下限保持在3,200~554元/兆瓦时，但年内可能调整[1][5] * 发电侧和售电侧年度签约比例需达80%[1][5] * 新能源上网电量全部进入市场，核电市场化交易量新增40亿千瓦时[1][5] * 截至12月22日，批发侧备案合同电量约300亿千瓦时，均价3,200元/兆瓦时；零售侧签约2,200亿千瓦时，均价379元/兆瓦时[1][5] * 整体实际价格水平预计为350元/兆瓦时，比2025年下降4~5分钱[6] * **广西省**： * 尚未发布2026年交易安排，征求意见稿要求发电侧和售电侧签约比例达60%以上[1][7] * 统一所有发电竞争类型的中长期价格限制在336~5,505元/兆瓦时之间[1][7] * 零售报价波动大，目前回落至260~270元/兆瓦时左右[1][7] * 2025年现货均价较低，下半年丰水期影响显著[1][7] * **山东省**： * 尚未发布正式方案，征求意见稿显示容量电价机制延续2025年政策不变[1][7] * 限制双边协商交易比例，大部分合同通过集中竞争方式签订[1][7] * 新推出零售价格封顶机制，每季度组织零售合同签订，每月组织批发合同签订[1][7] * 市场主体预期明年降价，零售价多数报370元/兆瓦时左右[2][7] * 2025年现货均价约3毛钱[2][7] * **四川省**： * 2026年将全年运行现货市场[2][10] * 零售侧引入市场收益分成机制，默认封顶5厘钱，超额部分与用户五五分成[2][10] * 预计2026年零售市场价格比2025年下降3~5厘钱[2][10] * 年度价格预期：丰水期约130元/兆瓦时，平水期约260元/兆瓦时，枯水期约390元/兆瓦时[2][10] * 取消煤电政府授权合约机制，全部采用现货发电成本补偿机制[2][10] * **江苏省及华东地区**： * 江苏零售侧签约均价在330~340元/兆瓦时之间，批发侧价格信号为350元/兆瓦时，较2025年的415元/兆瓦时下降6分多[2][11] * 江苏月度价格基本维持在330~350元/兆瓦时之间，影响华东其他省份定价[2][11] * 浙江和安徽预计均价在340~350元/兆瓦时左右[2][12] * 上海零售侧报价在430~440元/兆瓦时，比2025年下降两分钱左右[2][12] * **湖北省**： * 2025年成交均价约460元/兆瓦时[13] * 2026年价格预计比2025年下降2到3分钱左右[2][13] 市场机制、风险与补偿 * **零售侧先行交易风险**：可能因后续与发电侧协商的长期合同价格高于预期带来收益不确定性[2][14] * **应对期限不匹配**：各省普遍要求先绑定零售用户，再基于历史用电量作为上限与发电侧签中长期合同，以确保发电量实际执行[2][14] * **发电企业补偿机制（广东）**： * 燃气机组：提高容量电价，2025年新机制将容量电价提升至165元，某些气垫机组完全补贴到330元[2][15] * 煤电企业：倾向于提高现货中的补偿，若现货价格低于燃料成本则通过补偿弥补差额[2][15] * **煤电发电成本补偿政策变化**： * 2025年用户分摊上限为每度电0.4分钱，超额部分扣减[2][16] * 2026年广东省非节假日补偿额度提高到每度电0.6分钱（提高50%），节假日全额补偿未能覆盖的发电成本[16] 市场价格走势与驱动因素 * **普遍预期**：各地普遍预期2026年现货和中长期市场价格至少与2025年持平或略低[9] * **价格下降原因**： * 供应宽松：新能源装机增加、负荷增长缓慢[3][18] * 一次能源（如煤炭）价格下降[3][18] * 新能源报零价或低价[3][18] * 广东：2026年供应充足，有1,700万千瓦火电竞投产及1,000万千瓦新能源投产计划[9] * 山东：政府出台降价导向政策[9] * 江苏：售电公司报价较低（先签零售再压批发）、供需格局不佳、无强制年度合同签约比例要求[17] * **火电利用小时数**：江苏2025年预计减少300小时，2026年可能再降300小时；广东因新能源及西部来电增量，火电竞争加剧，利用小时数下降[3][19] * **现货价格合理性**：目前现货价格较低被认为是相对合理的状态，政府希望中长期电价更贴近现货价格（尤其在山东）[24] 绿电与绿证市场 * **当前状态**：2026年绿证及绿能交易呈现“有价无市”状态，多数新能源企业未计划在年度环节出售绿能，而是报高环境或顶格价格[8] * **改善预期**：预计在政府出台具体分配机制后有所改善[8] * **地区差异**： * 新能源装机比例高且需求旺盛的省份（如广东、上海），绿电影响较小且具有溢价[3][20] * 新能源主力省份（如广西、四川），绿电影响有限，与火电脱钩程度较小[20] 市场前景与应对策略 * **前景较好的省份**：上海、四川、山东等省份发电竞争环境相对不严峻，对价格的把控能力较强，未来预期较为乐观[25][26] * **应对定价困境**： * 优化容量机制，将容量权益剥离，以边际燃料成本为基础报价[3][21] * 提升需求增量或调整容量政策，推动现货价格上涨[3][22] * 发电侧将固定成本等考虑到现货报价中，可对价格形成一定支撑[23] * **整体挑战**：在供应大于需求的大环境下，实现显著改善仍具挑战性[22] 其他重要内容 * **江苏低定价具体数据**：2025年江苏中长期价格在每度33-36分钱之间，下半年平均在34-36分钱左右，现货价格从12月开始不到30分钱[17] * **广东实际价格水平**：整体实际价格水平预计为350元/兆瓦时[6] * **四川火电政策调整**：2025年火电完全进入市场并有煤电政府授权合约机制保障，该机制将在2026年取消[10]