江苏年度交易结果出炉：电价下行背后的信号与逻辑

在全国加快建设新型能源体系的大背景下，越来越多的市场参与者开始思考，这次使用“涨了还是跌了”评价年度电价，可能很难解释当下江苏电力市场的真实状态。首先值得关注的，或许不是这次价格本身，而是：年度交易在今天的江苏电力市场中，究竟承担什么角色？价格是否还在真实反映供需和风险？

如果从这些问题出发，基于江苏现货市场运行状态、年度交易结构变化以及不同交易品种价格分化情况，年度电价的回落可能不是坏消息，而是一种正常、必要的市场信号。

双碳背景下，全国统一电力市场正在走向成熟，中长期交易稳定预期，现货市场发现价格，市场机制设计托住系统底线的市场体系逐步构建。而在这样的市场里，未来真正拉开差距的，将不再是价格本身，而是市场参与者理解规则、管理风险、把握结构性机会的能力。

从年度交易结果看，江苏市场依然保持着较高的交易规模和参与度。

2026 年江苏省内年度交易总成交电量约 2742.6 亿千瓦时。其中，常规电能量交易电量 2724.8 亿千瓦时，成交均价 344.19 元/兆瓦时，较上一年度明显回落；绿电交易电量 17.8 亿千瓦时，成交均价 404.94 元/兆瓦时，其中绿色电力环境价值约 21.71 元/兆瓦时。

对于成交量回落的原因，市场主体都十分清楚。2025年初，国家发展改革委、国家能源局联合印发了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通知（发改价格〔2025〕136号），全面推进新能源上网电价全面市场化，创新性建立“新能源可持续发展价格结算机制”（简称“机制电价”）。

在这一背景下，江苏积极跟进，按照《江苏省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》通知（苏发改规发〔2025〕5号）提到的内容，“现阶段，机制电量不再开展其他形式的差价结算”，通俗来说就是，中长期市场里新能源供给量变小了，购电侧无法购买足量中长期合约，中长期签约比例必须相应降低以满足中长期市场供需平衡 。

对于年度交易结果，再看均价变化，很容易得出另一个简单结论：年度电价下降了。

但真正值得注意的，可能不是“跌了多少”，而是价格变化呈现出的方向和结构。

常规电方面，年度交易仍以燃煤、核电为主体，不考虑25年保量保价新能源电量在26年年度交易的供应缺失，交易规模实质上保持稳定，电价下降的原因我们后面细致分析；绿电方面的成交情况却在价格上呈现出与常规电能量明显不同的运行轨迹，新能源发电量的增长并没有带来绿电价格的下降，绿色环境价格不降反升，再度凸显江苏绿电价格高于常规电的特色。

其中需要关注的是，由于政策规定纳入机制的电量不再参与绿电交易，不重复获得绿证收益，存量新能源项目高比例进机制会导致短期内省内绿电供给大幅缩减，但作为绿电消纳大省，江苏绿电需求增长迅猛，预计26年部分月份供需不平衡矛盾较为突出。在供应紧张的预期之下，年度交易绿电价格居高不下，说明江苏市场价格精准反映出供求关系变化及绿色环境价值的稀缺性。以火电供给基本电量、绿电服务差异化需求，在江苏省合理交易政策架构下，发电侧主体协同服务作用更加凸显。

这种“量稳、价分化”的结果说明，年度交易没有失真，而是在逐步回到更清晰的位置上。价格分化并不是问题，而是市场开始识别不同价值维度的标志。

从更大的背景看，这种变化并非偶然。在“十五五”背景下，新型电力系统建设进入以消纳能力、系统效率和风险管理为核心的阶段，电力市场被要求更真实地反映供需与成本结构。其直接影响是，价格逐步回归市场信号本身，不再承担过多的政策托底或结构平衡功能。

在讨论年度电价为何降低之前，有一个经常被混用、但必须厘清的问题。

年度交易定下来的，并不全是发电成本。年度交易发生在全年电力生产计划之前，价格中天然包含对未来一整年不确定性的判断。这些不确定性，既包括供需变化，也包括燃料价格走势、新能源出力波动，以及现货价格波动等多重因素。在现货市场尚未成熟的阶段，年度交易往往需要承担更多兜底功能。对购电侧来说，年度交易不仅是在“买电”，也是在“买确定性”。因此，价格中包含较高的风险溢价，是一种阶段性的合理现象。

批发侧来看，当现货市场逐步常态化运行，情况就发生了变化。随着价格发现供需能力的增强，极端波动的发生条件和区间变得更加清晰，市场对不确定性的判断也会随之调整。现货试运行以来，江苏现货价格总体平稳，上行波动风险相对有限，因此中长期价格风险溢价水平得到合理修正，年度交易价格与试运行期间现货价格展现出较强的耦合性，这正是市场各方主体对于现货价格稳定预期共识的体现。“做好中长期和现货衔接，充分发挥现货市场的价格发现和引导作用”在江苏市场得到良好的阐释。

零售侧而言，江苏市场在不采用“强制封顶”零售套餐的宽松背景下，批发侧年度交易价格仍能与零售侧整体价格水平保持一致，充分体现了江苏省发售主体对于自身市场定位与风险管理能力的清醒认知。随着电力市场整体愈发成熟，零售市场已经告别“纯吃”发售两侧价差的野蛮时代，发电主体合理定价供给，售电主体有效衔接传导，不确定性的风险溢价不再粗暴向用电侧传导，年度价格，定的是全社会用电生产成本的稳定预期。

如果从发电侧视角看，年度交易的意义也正在发生变化。

对燃煤机组而言，年度交易依然是管理收益和风险的重要工具。从数据上来看，燃煤企业年度成交电量约 2500 亿千瓦时，占预计全年上网电量比例超过60%，满足国家和江苏省文件提出的“煤电企业年度签约比例原则上不低于上一年实际上网电量的60%”。

对核电机组而言，年度交易规模相对稳定，更体现出核电在系统中的基准电源属性。

新能源方面，因机制电量政策影响，参与常规电能量年度交易的规模明显缩小，风电、光伏参与年度交易的电量合计仅 40.4 亿千瓦时。

深入来看，更准确的理解是：新能源的收益结构正在被重新分层，年度价格对其整体收益的影响边际正在下降，而更多收益与风险，正在通过机制电量、现货市场、绿电、辅助服务以及环境权益来实现平衡。

从江苏的运行情况看，答案是否定的。

从内部因素来看，一是江苏省发电市场结构均衡，各发电集团占比相对分散，装机容量最大的发电集团也仅占比20%，有效避免了单一主体的市场垄断，形成了良性竞争格局；二是江苏2025-2026年新能源增量项目机制电价竞价结果为 360元/兆瓦时，得益于江苏省内较高的新能源消纳能力，发电企业对未来电价与投资回报形成了稳定预期，这为新能源增量项目长期投资决策提供了有力支撑；三是为保障长期能源安全与价格稳定，江苏省持续优化发电资源禀赋。通过有序推进包括2026年超1000万千瓦清洁煤电机组在内的新增燃煤与新能源机组建设，在保障电力供应充足可靠、维护电网安全运行的同时，兼顾市场竞争秩序，并支撑新能源规模化并网的平稳过渡，充分体现了江苏在能源转型过程中务实与远见并重的发展路径；四是江苏市场规则不断优化，积极响应国家发改委、国家能源局《关于做好2026年电力中长期合约签约履约工作的通知》中分时段、带曲线交易导向，通过缩短周期、提高频次，优化分时交易的组织方式，形成“分时段交易+多日连续开市+现货市场”精细化交易机制，增强中长期、现货衔接能力，有效降低了价格波动风险。同时，运营机构鼓励用户与发电企业签订多年绿电购电协议（PPA），在稳定企业长期收益的同时，促进绿色电力持续供给。

从外部因素来看，一是煤价行情暂稳，煤电机组边际发电成本可控，高负荷时段煤电出力意愿增强，煤电机组顶峰发电的动力得到保持，从而稳定了供应预期。二是2026年加快实施的容量补偿机制，常规煤电机组容量电价由2024-2025年的100元/千瓦·年提高至165元/千瓦·年，为发电企业提供了固定成本回收的可靠保障，并对机组灵活性改造形成有效投资激励，增强了系统的灵活调节能力，可进一步支撑新能源大规模消纳。二者协同作用，进一步巩固了江苏电力市场的稳定性与可持续性。

另外从发电侧经营策略来看，明年江苏现货执行节点价格后，市场决策不仅依赖于市场价格波动，还受到机组所在节点的电网调峰及潮流阻塞的影响。因此，发电企业在年度交易中肯定也根据机组节点的市场优势或劣势制定了集团内各机组合理的中长期合约策略。

由此可见，年度价格下行的背后，其实是风险已经被更精细地管理。在这样的环境下，年度交易不再是“托住一切”的工具，而是多层次市场体系中的一环，更像是一种风险配置工具，而不是价格托底工具。随着未来辅助服务市场、容量市场等市场的不断完善，储能、虚拟电厂新型主体加速发展，更多定价窗口与定价管理能力被引入市场，中长期交易的这一属性将愈发清晰。