2024年新能源结算均价为205.27元/兆瓦时，其中风电为187.43元/兆瓦时，光伏为241.14元/兆瓦时。2025年1-3月新能源结算均价为168.34元/兆瓦时，相比2024年全年平均水平下降36.93元/兆瓦时；其中风电为162.84元/兆瓦时，相比2024年全年平均水平下降24.59元/兆瓦时；光伏为177.59元/兆瓦时，相比2024年全年平均水平下降63.55元/兆瓦时。新能源结算价格的下降主要由于新能源风险防范系数调整和现货价格的持续降低。
（来源：兰木达电力现货 作者：周秀红）
图1：2024年1月-2025年3月市场新能源结算价格情况
新能源电站策略主要分为依靠风险防范补偿来兜底和根据现货和中长期价差来积极调仓两种。对于依赖风险防范补偿的场站而言，2025年风险防范补偿系数第一次下降5%，4月份继续下降10%，同时与曲线合理度挂钩，1-3月风电企业的月度曲线合理度要求达到70%，光伏企业的月度曲线合理度要求达到90%（实际测算两者都很难达到）；在2025年4月优化调整后的规则版本中，风电企业的月度曲线合理度要求达到60%，光伏企业的月度曲线合理度要求达到80%（达标仍困难），风险防范比例的上下限将根据合理度的下降程度的50%做相应的调整，以补贴风电为例，风险防范的补偿系数将在0.75的基础上继续下降，最低将下降至0.4。该项约束将在2025年严重影响依靠吃补偿的新能源项目的收益。
图2：新能源风险防范规则变动
而对于根据现货和中长期价差来积极调仓的场站而言，需要关注现货价格情况。
图3：2023年1月-2025年3月现货价格情况
2024年8月之前，除2023年1月（251.63元/兆瓦时）外，其余月份现货价格均高于400元/兆瓦时。其中2023年1月现货出清均价跌至谷底的主要原因为春节期间负荷下降较多，且实时新能源大发，使大部分时段的出清价跌至地板价。2023年4月至8月，蒙西现货市场电价一路高涨，在8月蒙西全网统一出清电价高达1048.16元/兆瓦时，较2023年7月环比增长43%，较上年同期增长了一倍。后随新能源出力和负荷变动，现货价格逐步下降，在2024年4月触底后，开始有上涨趋势。
增长趋势持续至2024年7月，现货价格高达1166.68元/兆瓦时，相比2024年6月环比增长120.85%，成为现货市场启动以来最高现货价格。7月高价的背后主要是新能源出力减少和火电的大幅抬价。2024年8月至12月，主要受新能源出力的增长和负荷增长的疲软，现货价格持续在不高于370元/兆瓦时水平。
2025年以来，1-3月全网统一出清电价分别为374.56元/兆瓦时、336.72元/兆瓦时、236.44元/兆瓦时，1-3月平均价格为315.91元/兆瓦时，相比2024年全年平均价格505.96元/兆瓦时下降38%，该明显下降的趋势背后主要系供需不平衡所致。
截至2025年2月底，内蒙古电网统调装机容量1.17亿千瓦，较2024年底增长1.52%，其中风电34418.01MW，较2024年底增长1.77%，光伏装机20884.83MW，较2024年底增长1.29%。截至2024年12月，蒙西统调装机容量为114758MW，其中风电33820MW，同比增长10%，光伏装机20619MW，同比增长47%。可见蒙西新能源装机仍在持续增长。
从发电量来看，截至2025年3月底，风电上网电量241.5亿千瓦时，同比2024年1-3月增长33%；光伏上网电量89.37亿千瓦时，同比2024年1-3月增长49%。根据近三年数据可知，风电和光伏上网电量持续增加，2024年风电和光伏总上网电量977.43亿千瓦时，同比增长18%；2023年风电和光伏总上网电量达829.86亿千瓦时，9-12月同比2022年增长25%。受装机增长影响，2025年风电和光伏增长明显，并且预计未来发电量增速将继续上涨。
从需求端来看，2025年1-3月全年市场化用户电量合计715.25亿千瓦时，同比2024年1-3月降低0.5%。2024年全年市场化用户电量合计2925.64亿千瓦时，同比2023年增长6%；2023年5-12月全年市场化用户电量合计2770.55亿千瓦时，同比2022年5-12月增长48%；用电量增长放缓并接近停滞，未来小风季可能会有小幅上升。
因此，无论是采取哪种策略，新能源场站的收益都有下降趋势，并且未来受补偿系数的的再次下降和现货价格偏低的影响，新能源结算水平预计还会有一定幅度下降。
