（来源：风芒能源）
本文统计已经按电源类型如：风电、光伏、水电、火电披露的15个省份的中长期加权均价，未按电源类型披露的省份如按新能源披露中长期，无法拆分出风光均价的省份未纳入统计。各省中长期价格普遍根据年度、月度、月内交易的电量进行加权计算。2026年前5个月，15个省级市场的中长期交易数据释放出一个强烈信号：价格中枢正在下移。加权均价为326.50元/兆瓦时，较上年同期373.89元/兆瓦时下降12.67%。
但如果把原因简单归结为“风光装机增加”，就会错过更重要的结构变化：辽宁四类电源同步大跌，青海总体价格几乎没变、内部却剧烈分化，江苏同比下行、年内又出现回升。燃料成本、来水、跨区交易、合同重签和现货衔接，正在一起改写中长期价格。
先看结论：2026年1—5月的核心不是所有电源一起降价，而是区域定价逻辑和电源价值正在重新排序；但进入5月后，受煤价反弹、迎峰度夏负荷回升影响，江苏、广东等省月度电价已出现明显反弹，部分省份已出现年内回升迹象。
01
湖北均价最高，辽宁降幅最大
辽宁同比下降32.67%，江苏同比下降18.87%，西北3省下降14.37%；南网4省同比仅下降最小为1.90%。
02
西北：光伏跌到百元区
2026年1-5月西北三省加权均价263.95元/兆瓦时，同比下降14.37%，中长期价格是样本区域中的最低。低价与高比例的风光集中出力、外送和本地消纳约束有关。
新疆：2026年1-5月全电源加权均价184.10元/兆瓦时，同比下降19.24%。光伏103.65元/兆瓦时、同比下降44.96%；火电207.17元/兆瓦时、下降20.22%。新疆光伏和风电装机已分别达到8649万、8082万千瓦，合计占比超63%。
2026年5月新疆分电源类型装机情况
新疆中长期分电源月度量价
陕西：总体327.05元/兆瓦时，同比下降3.80%。火电下降4.91%，但风电同比上涨28.51%，且2026年内又转为下行。通过对比年度、月度、月内成交明细数据进行分析，陕西风电中长期价格同比上涨的主要原因是：年度成交规模显著缩小，净电量分母较小；月内大量回购、减持，表现为负成交电量；负电量与低价或负价（月内市场回购加权均价负值）组合，产生明显的加权均价放大效应。
2026年5月陕西分电源类型装机情况
陕西中长期分电源月度量价
03
华北：煤电托底
华北四省加权均价306.14元/兆瓦时，同比下降13.15%。山西、冀北、山东与蒙西共同构成资源基础较强、负荷特征差异明显的区域样本。
山西：总体280.95元/兆瓦时，同比下降9.65%，整体价格下行与新能源供给增加、煤价及交易竞争变化同时出现。火电295.22元/兆瓦时、下降8.50%；风电下降9.10%；光伏却上涨29.76%，区别于火电、风电中长期电价一路下行，2026年以来，光伏中长期成交电量是去年同期的5倍，但成交价格不降反升。
山西中长期分电源月度量价
冀北：总体384.18元/兆瓦时，同比下降8.25%。冀北风光装机规模均高于火电，风电、光伏均价下降约9%，火电422.01元/兆瓦时、同比微涨1.12%。
冀北中长期分电源月度量价
蒙西：火电、光伏算术均价分别下降10.80%和8.61%，风电基本持平。
山东：总体307.85元/兆瓦时，同比下降17.34%。火电和风电分别下降17.35%和15.38%；光伏2025年未参与电力现货市场，无2025年同期样本，故未计算同比。
山东中长期分电源月度量价
04
华中、西南与南网：
水电决定底部，气电抬高上限
华中电网的湖北加权均价385.15元/兆瓦时，同比下降9.71%；西南电网的四川，加权均价346.24元/兆瓦时，同比下降2.72%，属于降幅较小的分区。湖北受新能源全电量入市、水电丰发、外来电竞争等多重因素叠加影响，其中湖北水电2026年1-5月发电量同比上涨46.09%，省间累计外购电量同比增加6.68%。
四川水电351.01元/兆瓦时同比基本持平，高比例长协合约叠加丰枯分期限价，使四川综合均价仅微降2.72%。
四川中长期分电源月度量价
湖北中长期分电源月度量价
南网4省可加权样本均价为353.49元/兆瓦时，同比下降1.90%，贵州中长期价格未区分风光，未纳入统计。广东总体377.93元/兆瓦时、下降1.61%。云南总体254.59元/兆瓦时、下降14.17%，水、风、光、火电全面下行；海南总体440.55元/兆瓦时、下降9.19%，仍是高价市场。广西风光核电价格均下降。
广东中长期分电源月度量价
05
东北与华东：辽宁同比降幅大
辽宁中长期降幅最大：总体277.95元/兆瓦时，同比下降32.67%；光伏、火电、风电、核电分别下降46.58%、33.06%、34.89%和25.78%。
辽宁中长期分电源月度量价
辽宁分电源月度量价
华东的江苏加权均价333.68元/兆瓦时，同比下降18.87%。江苏火电中长期均价略微下降，其他发电类型中长期价格呈现攀升的趋势。年度合同重定价压低同比，春节后负荷恢复又支撑边际价格。核电稳定出力对系统具有支撑价值。
江苏中长期分电源月度量价
06
按电源重排：谁在跌，谁在重新定价
从15省分电源类型看，火电均价同比下降13.96%，光伏下降15.05%，风电下降13.25%，核电下降10.93%；水电仅下降3.56%，稳定性最强。气电加权均价为382.71元/兆瓦时，仍是常规电源较高水平。
关键提醒： “新能源价格下降”不等于“新能源项目成本同比下降”。市场成交价下降，也不必然等于项目最终结算收入同比例下降，交易价格还受到出力时段、合同结构、区域供需和电量权重影响。
07
为什么降价？
第一，燃料成本。煤价一季度低位企稳会直接压低火电报价，二季度快速拉升，并且对各省现货价格的传导高度分化，火电边际定价省份（广东、江苏、山东）明显跟涨，新能源大发的北方省份（辽宁、山西、甘肃）则被新能源出力压制，煤价传导被打折扣；气价变化则决定海南气电等高成本电源的上限。
第二，新能源供给。风光装机增加、集中时段出力和绿电交易扩容，会加剧同类电源竞争。2025年新能源上网电价市场化改革相关政策，也强化了市场价格信号。
第三，水电影响。四川、云南、青海的水电量变化不仅影响水电本身，也会替代火电并改变风光成交空间。
第四，跨区域消纳。西北、西南能否把资源优势变成收益，取决于外送通道、受端需求、曲线匹配和本地消纳。低价有时正是“电送不出去”或“同一时段供给过多”的结果。
第五，合同与现货链。年度长协集中重签、现货价格传导、偏差结算和辅助服务机制，都会改变发电企业愿意锁定的中长期价格。
第六，容量电价。 2026年起燃煤机组容量电价回收固定成本比例不低于50%，火电固定成本通过容量电费独立回收，电能量报价下限下移，从机制上可能推动电能量价格下行。
电价正在下移，价值正在分层。
2026年前5个月的中长期市场，不是简单的“普遍降价”，而是一次更深的价值重排：资源充裕地区继续向低价区移动，负荷中心仍保有价格支撑，水电、核电和火电的稳定性价值被重新审视。下一阶段，决定一度电价值的，不只是它由什么设备发出来，更是它在什么时间、什么地点、通过什么合同被系统需要。
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