受地区负荷、储能调节、新能源渗透率等因素影响，光伏现货价格呈现显著的地域差异。我们对各地区光伏现货价格测算梳理，将
低于150元/MWh定义为低价地区，
高于300元/MWh定义为高价地区。
01全国光伏现货电价总体情况
2026年7月，光伏月度现货均值193.0元/MWh（仅考虑使用光伏捕获价的省份），环比增长19.6%，同比下降11.4%，7月捕获价较6月有所上升，但仍明显低于去年同期水平，8月捕获价目前来看同环比变化较小，反映出光伏市场化收益整体下移趋势仍在延续，未见明显回升迹象。
2026年7月，光伏价格呈现较明显的区域分化。
高价省份/地区有7个：上海（467.3元/MWh）、福建（378.7元/MWh）、浙江（361.9元/MWh）、河南（358.3元/MWh）、河北南网（358.1元/MWh）、重庆（323.8元/MWh）、江苏（302.6元/MWh）。
低价省份/地区有7个：安徽（122.2元/MWh）、青海（111元/MWh）、宁夏（80.5元/MWh）、湖南（88.3元/MWh）、湖北（94.2元/MWh）、新疆（65.5元/MWh）、云南（47.6元/MWh）。
02高价省份
价格变化小，分时曲线波动平稳：上海、福建、江苏
上海：7月光伏捕获价为467.3元/MWh，为本月省份中的最高水平。2026年以来，上海光伏捕获价整体维持在较高水平，虽然2月和4月出现阶段性回落，但5月以后持续回升，6-7月进一步升至440元/MWh以上，表现出较强的高位稳定性。结合上海7月现货月度分时价格走势来看，上海全天价格整体维持在400-500元/MWh左右的较高区间，日内波动幅度较小。也就是说，上海并非依靠某一时段的极端高价来支撑光伏捕获价，而是全天价格中枢较高，光伏主要发电时段也没有出现明显的价格塌陷。
从电源结构来看，截至2026年6月上海光伏装机6831MW，占比约20%，2026年1-6月累计发电量中，光伏约36亿kWh，占比较低。由此看上海新能源尤其是光伏发电对市场供给侧的冲击相对有限。
福建：7月光伏捕获价为378.7元/MWh。从月度走势看，福建2026年以来捕获价始终处于较高水平，整体波动幅度不大，7月较6月明显回升，达到年内较高水平。从7月分时现货价格来看，福建全天价格处于较高水平，基本维持在370-440元/MWh区间。整体来看，福建虽然存在午间阶段性低点，但低价持续时间较短，且价格最低水平仍处于相对较高区间。
从装机结构来看，福建光伏装机18863MW，约占总装机19%，2026年1-6月累计发电量中，光伏发电量约96亿kWh，占比约5%，光伏对整体发电结构的影响相对有限。
江苏：7月光伏捕获价302.6元/MWh，2026年以来江苏整体捕获价呈持续上升趋势，5月后基本稳定，7月较6月小幅上升。结合7月分时价格走势来看，江苏日内价格呈现早间较高、午间回落、晚间回升的特征，相比上海、福建等全天高位且波动较小的省份，江苏已经形成一定的日内价格分化，但午间低价区仍处于相对较高水平。
从电源结构看，江苏光伏装机98292MW，约占总装机量的37%，2026年1-6月江苏光伏发电量491亿kWh，约占总发电量的14%，新能源发电对整体电力供应的影响较为明显。
价格变化大，分时曲线波动平稳：浙江、河北南网
浙江：7月光伏捕获价为361.9元/MWh，2、3月快速下降，从4月开始有所回升，7月维持较高水平，5-7月光伏捕获价同比上涨较快。从7月分时现货价格看，浙江价格整体处于400元/MWh左右，存在比较明确的日间低价区间，但低价时段价格并未大幅下降，且午后价格较快恢复。
从装机结构看，截至2026年6月浙江光伏装机68268MW，约占总装机38%，2026年1-6月光伏发电量326亿kWh，约占总发电量12%，整体新能源发电占比仍处于相对较低水平。
河北南网：7月光伏捕获价为358.1元/MWh，2026年以来，2-6月大致维持在200元/MWh左右，7月快速升高，8月目前仍维持高位，表现出非常明显的阶段性抬升。
从装机结构来看，截至2026年6月，河北南网光伏装机45124MW，约占总装机的47%，2026年1-6月光伏累计发电量257亿kWh，约占总发电量的25%，说明光伏已经成为河北南网重要的电源类型，这一结构意味着河北南网更容易受到新能源集中出力对现货价格的影响。
价格变化小，分时曲线波动明显：重庆
重庆：7月光伏价格为323.8元/MWh，2026年1-7月整体维持较高水平，6、7月略有下滑。从7月分时现货价格看，重庆价格存在比较明确的日间低价区间，但低价时段价格并未大幅下降，且价格较快恢复，并在晚间达到持续性的高价。
从装机结构来看，截至2026年6月，重庆光伏装机6836MW，约占总装机规模的16.4%。
价格变化大，分时曲线波动明显：河南
河南：7月光伏捕获价为358.3元/MWh，从月度走势看，河南捕获价呈现较明显的阶段性波动，2-5月持续下降，5月最低降至102.3元/MWh，6月开始明显回升，7月进一步提高，8月目前仍维持在较高水平，整体比2025年同期有较大提高。从7月分时价格走势来看，河南呈现比较明显的日间低谷、晚间高价的特征，这一价格形态与河南的电源结构有较强的关联。
截至2026年6月，河南光伏装机63238MW，约占总装机的36%，2026年1-6月光伏累计发电量287亿kWh，约占总发电量16%，也就是说，河南光伏装机规模较大、新能源出力对日间供需的影响较为明显。
03低价省份
低价省份则普遍存在较明显的日间低价区间，且与光伏主要发电时段重合，导致光伏电量集中在低价时段成交。
光伏装机占比较高，光伏发电量高：宁夏、湖北、青海、新疆
宁夏：7月光伏捕获价80.5元/MWh，处于明显低位。2026年5-8月虽连续数月有所改善，但整体仍处于100元/MWh以下。结合7月分时价格走势来看，宁夏呈现比较典型的日间低谷、晚间快速抬升的特征。
从电源结构看，截至2026年6月，宁夏光伏装机43988MW，约占总装机量的48%，2026年1-6月光伏累计发电量269亿kWh，约占总发电量的24%，新能源发电在整体发电结构中已经占据较高比重。
湖北：7月光伏捕获价为94.2元/MWh，从月度走势看，具有明显的持续下行特征，与2025年同期相比，低捕获价特征进一步强化。从7月分时价格曲线看，湖北呈现早晚双峰、日间低谷的特征，整体处于较低水平。
从装机结构看，截至2026年6月湖北光伏装机47359MW，约占总装机量33%，2026年1-6月光伏累计发电量194亿kWh，约占总发电量的11%，光伏发电已具有较大规模。
青海：7月光伏价格为111元/MWh，从月度走势看，青海从2026年5月才开始披露光伏价格，6、7月持续位于低位。从7月分时价格曲线看，青海现货价格日间波动较小，晚峰上涨较快，整体处于较低水平。
从装机结构看，截至2026年6月青海光伏装机42849MW，约占总装机量51.1%，2026年1-6月光伏累计发电量206亿kWh，约占总发电量的34.1%，光伏发电已经颇具规模，是青海重要的电源支撑。
新疆：7月光伏价格为65.5元/MWh，从月度走势看，新疆光伏价格从1月下降后，整体平稳，处于较低价格区间。从7月分时价格曲线看，新疆现货价格日间波动较大，早间价格较高，上午价格下降快，午间及傍晚持续低价，整体处于较低水平。
从装机结构看，截至2026年6月新疆光伏装机94882MW，约占总装机量32.9%，2026年1-6月光伏累计发电量371亿kWh，约占总发电量的12.6%，光伏发电规模较大。
光伏装机占比较低，光伏发电量低：湖南、安徽、云南
湖南：7月光伏捕获价88.3元/MWh，从历史趋势看，湖南光伏捕获价整体呈现由年初较高水平快速转为低位运行的特点。从7月现货价格分时曲线看，湖南现货价格有较为明显的早间下降、午间低谷、晚间高峰的特征，整体来看日间低价持续时间较长。
从装机结构看，截至2026年6月，湖南光伏装机29453MW，约占总装机量的30%，2026年1-6月光伏累计发电量97亿kWh，约占总发电量10%，具有比较明显的水电、火电和新能源多元电源结构。
安徽：7月光伏捕获价为122.2元/MWh，从月度走势看，具有明显的持续下行特征，与2025年同期相比，低捕获价特征进一步强化。从7月分时价格曲线看，安徽呈现早晚双峰、日间低谷的特征，整体处于较低水平。
从装机结构看，截至2026年6月安徽光伏装机59314MW，约占总装机量40%，2026年1-6月光伏累计发电量61亿kWh，约占总发电量的5%，光伏发电规模较小。
云南：7月光伏价格为47.6元/MWh，从历史趋势看，云南光伏价格整体呈现先升后降的特点，2-4月逐月增加，5月开始回落，7月到达本年内的低点。从7月现货价格分时曲线看，云南现货价格有较为明显的午间低谷、晚间高峰的特征。
从装机结构看，截至2026年6月，云南光伏装机62156MW，约占总装机量的33%，2026年1-6月光伏累计发电量45亿kWh，约占总发电量12%，具有比较明显的水电、火电和新能源多元电源结构。
