随着新能源技术的快速发展和成本的不断降低，其对电力市场的影响日益显著。光伏和风电的成本已经显著低于火电，成为推动电价下行的主要力量。在部分地区，长协电价正在向光伏和风电的成本价格靠拢。但短期内，新能源向下继续冲击电价体系的能力有限，火电在主导市场电价方面仍然占据主要地位。

据广西电力交易中心消息，2025年广西绿电合约价格为375元/兆瓦时，常规电能量合约价格为360元/兆瓦时。这一价格水平已经接近甚至低于光伏和风电的成本价格。据行业分析，陆上风电的度电成本大约在0.25元到0.6元之间，而集中式光伏的总体成本已降至0.30元/千瓦时以下，在西北戈壁等优质资源地区，地面电站成本可低至0.15元/千瓦时。分布式光伏结合锂电储能系统的综合成本也已降至0.26-0.38元/千瓦时。新能源成本的持续下降，使得其在电力市场中的竞争力不断增强，从而拉低了整体电价。

截止2025年2月，风电和光伏装机占比达到41%，已经几乎和火电持平。新能源的快速发展得益于政策的支持和技术的进步。国家出台了一系列支持新能源发展的政策，光伏组件和风机的技术进步又降低了新能源的发电成本，提高了新能源项目的经济性。这将使得新能源在电力行业中的市场份额持续增长。

火电电价明显受到了新能源发展的影响。全国长协交易电价普遍下滑，火电行业面临着电价政策调整和需求淡季的双重挑战，部分电企“亏本卖电”，销售压力大，对动力煤的采购需求降低，影响上游煤价也接连下跌。国家统计局数据显示，今年1-2月全国规上工业火电发电量同比下降5.8%，降幅较为明显。煤炭价格方面，截至3月19日，秦皇岛港5500大卡煤价已降至677元/吨，较前一日下滑 3 元/吨，同比去年同期下降180元/吨。年初至今，煤炭均价为 748 元/吨，同比降幅达 168 元/吨。

尽管火电装机容量占发电装机总量的比重逐渐下降，但仍占据基础性地位，发挥着兜底作用。截至 2025年2月，我国火力发电装机容量约为 144809万千瓦，占发电装机总量比重的42.56%。火电在保障电力供应、调节电网稳定等方面仍发挥着重要作用。特别是在一些电力供需偏紧的省区，如安徽、浙江等，火电企业需要加大发电量以保障电力供应。

而且火电在电价中的主导性地位短期内仍然不会动摇。一方面，在新型电力系统转型进程中，特高压输电通道高比例输送新能源电力仍然面临显著技术瓶颈。当受端电网缺乏传统火电、水电等同步电源的支撑时，系统惯性响应和频率调节能力将严重削弱，难以维持电网安全稳定运行。新能源发电的间歇性和波动性特性，进一步放大了电网运行的不确定性，客观上制约了新能源电力的输送比例。

另一方面，新能源的出力曲线与负荷曲线的错配现象尤为突出。以光伏为例，光伏发电在正午时段达到峰值，而此时受端电网用电需求往往处于低谷；当进入晚高峰用电时段，光伏发电出力又急剧下降。这种出力特性导致两个突出问题：一方面，新能源大发时段可能因消纳空间不足造成弃光；另一方面，用电高峰时段仍需依赖传统火电通过特高压通道送电，削弱了新能源的替代效应。

此外，还有来自政策端的影响。业内还有观点提到，入市新政出台后，新能源特别光伏的盈利形势仍不明朗，5月31日以后市场份额大概率会有所回落。国家今年目标是2万亿千瓦，且倾向大基地建设，内地省份增量将会大幅度减少，本地新能源冲击有限。以新疆新能源电力外送为例，目前的消息是其交易价格在0.1元/千瓦时以上（保障项目价格更高），但综合考虑 31%新能源与 60%火电的混合电力成本，电价需达到0.2元/千瓦时以上。叠加省内输电费用和特高压输电成本，最终落地电价可能在0.35元/千瓦时以上。由于新能源电力在高电价时段的出力不足，相关企业的议价能力偏低。

因此，当前来看火电不论是在装机方面，还是在电价方面仍然充当着基石的作用。但后续如果新能源各方面技术有进一步的突破的话，这一情况会有什么变化，还有待观察。总之，新能源对电价的牵引作用目前看来并不足以到需要警惕的地步。