在结算端，直接参与市场交易的新能源上网电量239.4亿千瓦时，均价0.2690元/千瓦时。结算均价远低于煤电和气电。

为什么申报端新能源报负价？以及为什么最终结算新能源电价远低于煤电和气电？

笔者经过多方咨询总结下来，申报端的电价差距，是成本结构、市场规则、电源竞争共同作用的结果。

申报价格是电力成本的直接体现。煤电、气电的报价需要覆盖其燃料成本，尤其气电的0.8177元/千瓦时报价，本质是其高昂燃料成本的体现。而风光发电的边际成本近乎为零，多发一度电的增量成本几乎可以忽略不计，新能源在报价上拥有巨大的成本优势，可以报出远低于火电的价格以确保发电量。

因此，在集中大发的特定时段，即便电力供过于求，新能源仍然可以争取优先上网而报出低价甚至负价。只要负得不多，发出去仍比把电量白白丢掉更划算，这也是新能源企业“两害相权取其轻”的商业选择。

可以理解为，在电力市场上煤电/气电是定价者，报价本身就在为市场定价，而新能源是价格接受者，策略是低价保量优先。

另一方面，广东省发展改革委、广东省能源局印发的《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实施方案》，也明确现货市场申报、出清价格下限为‌-0.05元/千瓦时‌（即-50元/兆瓦时）。为新能源在极端供过于求时报出负价提供了制度基础。

再者，《2026广东电力市场半年报告》显示，上半年广东绿电环境价值只有 0.0182 元/千瓦时，即便叠加绿证、碳收益以及部分保障性收益，新能源在现货报负价抢量仍然划算，策略就是牺牲电能量收入换取更高的利用小时数和环境权益。

那么新的问题来了，既然统一出清、大家都按边际价结算，在结算端为什么新能源均价仍比煤电低一大截？

这只能归因于电力供需的量价错配，以及新能源参与电力交易的方式不同来解释。

新能源的发电出力具有间歇性、波动性和反调峰的特点，以光伏为例，其在中午时段发电量最大，但此时恰恰可能是用电负荷的低谷期。

同样根据《2026广东电力市场半年报告》数据，广东光伏装机6738万千瓦，是风电（1982万千瓦）的3.4倍，当地新能源的出力形状大概率由光伏主导——午间是出力高峰，但午间恰恰是全天电价谷底，在电价最高的晚高峰时光伏已经归零。结果就是，新能源绝大部分电量在低价时段成交，加权结算均价被系统性拉低到0.269元/千瓦时。

结算机制的差异也导致了最终结算价的不同结果。

2026年上半年，广东电力中长期市场总成交电量2133.2亿千瓦时，均价0.3784元/千瓦时。约九成的市场电量通过中长期合约提前锁定价格，这为煤电、气电提供了稳定的收益预期，使其报价策略更具韧性。但风电中长期交易成交电量为48.3亿千瓦时，光伏更少，中长期交易成交电量为10.5亿千瓦时，参与中长期市场的规模偏小，风光的更多电量就会暴露在价格波动剧烈的现货市场中。

现货市场的价格也印证了上述论断，上半年广东现货市场交易中，新能源日前市场成交电量251.5亿千瓦时，均价0.2815元/千瓦时；实时市场成交电量283.7亿千瓦时，均价0.2675元/千瓦时。

可以说，新能源与煤电、气电的巨大价差并非市场失灵，而是电力市场化改革下不同电源技术经济特性和供需关系的真实反映。新能源在享受优先消纳政策的同时，也面临着因自身出力特性而带来的市场价格风险。

这也进一步敦促行业及时调整发展策略，加快适应全新的市场竞争规则。一方面新能源开发主体需主动优化交易策略，提升出力预测精度，加大中长期交易参与力度，通过提前锁定更多合约收益来平抑现货市场的价格波动风险。此外，风光项目的收益率模型也亟需从以往的“利用小时数×标杆电价”切换到“分时电价×出力曲线”模式。

另一方面，行业也需要进一步探索适应新能源特性的市场机制，配套储能、绿电/绿证长协、功率预测精度、灵活性调节才是决定度电收益的核心变量。尤其是风电，让出力更贴近高价时段，把环境价值真正变现，是摆脱低价命运的关键