省内电价低谷 甘肃新能源转向省间交易

清晨的河西走廊，光伏板与风机在戈壁上延伸——这里正成为全国最重要的绿色电力基地之一。

进入2026年，甘肃新能源的体量仍在加速扩张：截至8月，全省电源总装机已超过1.27亿千瓦，新能源占比约64.6%。量在增长，现货价格却在走低，2026年前8个月现货均价同比下降约两成，这种情况下，甘肃新能源企业面对的问题变了：多发电不等于多挣钱，新能源的交易要怎么办？

01

甘肃电价下降，持续影响新能源结算

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新能源场站结算价格持续下滑

先看一张根据甘肃电力市场信息披露报告真实结算数据整理的走势图：

图1 | 某发电企业结算均价分月走势（2025年1月-2026年6月）

甘肃的发电场站中，火电的结算价格明显高于新能源的结算价格，在新能源的结算对比中，从2025年起，整体结算价格呈下滑趋势，最低结算价格已跌破100元/兆瓦时，新能源企业的结算收益明显下滑。

2

现货价格持续走低

从市场数据看，现货市场是省内价格洼地的直接成因，省内现货价格已跌至地板价。2026年现货价格较2025年大幅降低。下图为2026年甘肃现货市场分时价格，各月对比2025年均有一定程度的下降。

图2 | 2026年甘肃现货价格

尤其是在午间谷段，光伏大发，系统总出力达到日内峰值，而用电负荷处于相对低位，供过于求导致价格深度下跌。此时新能源较多的发电量在现货市场以极低价出清，直接影响新能源企业当月的结算收益。

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中长期合约价格同样走低

省内中长期合约是多数新能源企业主要合约方式：除配套外送和绿电交易外，剩余电量大多签订省内年度、月度中长期合约。但从结算结果看，中长期价格同样在走低。对用户而言，随着现货价格持续走低，部分用户倾向于减少中长期签约比例、增加现货电量比例，导致中长期需求相对减弱，价格承压下降。从发电侧来看，2026上半年各月中长期结算均价持续走低。因此仅靠省内中长期加现货的组合，收益水平明显下行。

4

机制电量覆盖不足

更核心的问题是机制电量覆盖不足：以最新的机制电量申报规模为例，扶贫类、特许经营权类、分布式光伏（按集中式管理的）平价示范、光热发电项目上网电量全额纳入机制电量范围，上网电量按照近3年年平均上网电量进行测算。

其中，风电共6项、光伏共41项，总装机容量为1888.319兆瓦，总机制电量规模为34.4382亿千瓦时。

分布式光伏(户用)上网电量全额纳入机制电量范围，总机制电量规模按照33亿千瓦时进行测算。分散式风电及国家能源局批复的风电项目、保障性平价项目，年发电利用小时数按照风电1800小时、光伏1160小时进行测算，风电共52项、光伏共25项，总装机容量为4145.85兆瓦，总机制电量规模为67.8957亿千瓦时。

其余存量新能源项目按装机容量等比例分配剩余机制电量规模，其中，风电共156项、光伏共304项，总装机容量为49896.475兆瓦，总机制电量规模为18.6661亿千瓦时，折合年发电利用小时数约为37.5小时，单个项目可申报上限按37.5小时测算电量。对比风、光额定年发电利用小时数与申报上限，常规项目申报的机制电量上限不足10%。整体机制电量覆盖率低。

机制覆盖不足，中长期与现货价格同步走低，致使收益整体下行，这是甘肃所有新能源企业当下最直接的困境。

02

新能源增收的主力方向：省间外送交易

在省内现货价格走低、收益下行的情况下，甘肃新能源企业的增收方向在哪里？答案在省间。2026年以来，甘肃省间外送已经形成“省间中长期、省间现货、区域互济”三大方向，半年累计送出561亿千瓦时，新能源占比近半，省间市场正在成为甘肃新能源提升收益的重要市场。

一

外送规模：半年送出561亿千瓦时，新能源是外送主力

2026年以来，甘肃跨省跨区外送电量持续高速增长：

截至2026年7月，甘肃累计跨区跨省外送电量561.49亿千瓦时，其中风电205.77亿、光伏71.69亿，新能源合计277.46亿千瓦时，占外送总量的49.4%。新能源已经从“外送补充”变成了“外送主力”。

图3 | 甘肃省间外送分通道规模对比及电源结构占比

二

受端市场：送哪些省份

从8月省间交易计划可以看出，甘肃新能源外送的受端省份已经形成全国化布局：通过省间绿电交易的双边协商、集中竞价等模式，实现甘肃电量送天津、重庆、北京、上海、安徽、江苏、浙江、陕西等地区，且这些地区与甘肃价格差异大，对甘肃新能源企业来说是十分优质的受端资源。

三

抓住多个省间中长期交易窗口

多年期省间绿电双边协商——长期稳定的跨省收益

这是近年来增长最快的省间交易品种，通过多年期双边协商，将甘肃绿电直接卖给天津、重庆、北京等省市的电力用户。

• 典型案例：津甘绿电协作，2025-2029年天津累计接收甘肃绿电385亿千瓦时，是目前规模最大的省间绿电项目；甘肃送重庆2025-2027年多年期绿电双边协商；甘肃送北京2026-2028年多年期绿电。
• 价格水平：绿电结算价格基本在220-240元/兆瓦时，显著高于省内市场。

对新能源企业来说，价格高、周期长、收益稳定，是最应该争取的省间交易品种。

省间绿电集中竞价——月度灵活自主申报

除了多年期双边协商，省间绿电还有集中竞价品种，按月度或多月组织，参与门槛更低。包括甘肃送上海、安徽、重庆、江苏等地区的月度绿电集中竞价交易。

• 交易周期：月度/多月。
• 价格水平：由集中竞价出清，通常高于省内中长期。

对新能源企业来说，省间绿电中长期成交价格高、执行周期长、收益稳定，是企业目前实现增收的最好方式。

省间现货——捕捉省间分时价差的套利机会

跨区现货交易按日前、日内甚至15分钟粒度组织，利用不同省份间的分时价差套利。

• 交易周期：日前/日内/15分钟。
• 价格水平：跟随省间实时价差波动，不同省份之间峰谷时段分布不同，在同一时点可能存在可观的价格差异。

对甘肃新能源企业来说，可通过省间现货处理短时富余电量，捕捉分时价差，实现一部分增量补充。但是也需要注意省间现货通道优先级低、预测偏差风险高等问题。

四

区域互济：短时富余电量的调整

区域互济包括省间互济与日前实时调峰互济两个品种：省间互济2026年5月启动模拟试运行、6月进入结算试运行，截至7月累计成交3.93亿千瓦时；日前实时调峰互济累计40.86亿千瓦时，是目前规模最大的短时调剂品种。

午间大发时段（10:00—16:00）是省内价格最低的时段，也是省间互济和现货最有价值的窗口，新能源企业可优先申报省间互济，把午间低价时段的富余电量送出去。

03

省间交易不是躺赢：注意省间交易风险

省间外送虽然价格高，但也不是"躺赢"，有一些风险必须警惕：

风险1

通道阻塞：合约签了不一定送得出去

省间通道不是无限的，通道拥堵时，即使签了省间合约，电量也可能无法执行。从数据看，通道资源紧张时优先级低的交易品种（如省间现货、月度追加）会首先被考核限制。

风险2

预测偏差：省间交易考核更严格

省间交易对出力预测的精度要求更高，尤其是跨区现货和省间互济，偏差会触发双向考核。新能源出力本身波动性大，大发季节天气变化快，预测偏差风险更高。盲目扩大省间现货规模，可能因为偏差考核反而亏损。

风险3

价格幻觉：成交价格不等于结算价格

省间交易的成交价格看起来高，但实际结算还要扣除阻塞费用、调峰分摊、偏差考核、输电价格等。以6月为例，仅中长期合同阻塞费用一项，风电分摊-40036.85万元、光伏分摊-14680.87万元；叠加西北区域省间调峰费用分摊（风电-11544万元、光伏-7627万元），实际到手收益比成交价格低不少。

对于甘肃新能源企业来说，若想稳定甚至提升自身收益，重心不在省内市场的价格战，而在省间的广阔市场，省间外送交易已经不是“要不要做”的选择题，而是“怎么做才能做好”的生存题。