电力行业新型电力体系电价篇（2）：从长协到现货电价演绎怎么看_28页_2mb

新型电力体系电价分析总结

核心内容

我国电力交易体系已逐步向市场化方向发展，形成以市场为主、计划为辅的架构。发电侧包括煤电（全部入市）及风光水核等电源（部分入市），配套工商业用户进行交易，上网电价通过竞价形成。计划部分则由部分计划电源配套居民及农业用户，执行目录电价。

在电力交易中，长协电价与现货电价相互衔接。长协电价以双边协商为主，而现货电价则采用边际电价机制，反映最后一台满足需求的机组报价。发电企业收益由长协、日前和实时市场收益组成，其中现货市场用于弥补长协与实际发用电曲线的偏差。

主要观点

• 电价机制演变：我国电价机制从“计划”向“市场化”转变，2020年起实行“基准价 + 上下浮动”的机制，2021年进一步扩大浮动范围至20%。
• 现货市场定价因素：现货电价由边际机组的可变成本决定，主要影响因素包括电源结构、煤炭成本、电力供需、机组竞争格局。
• 新能源对电价的影响：风光发电量占比提升会压低现货电价，但因绿电不稳定性及清洁性，系统额外费用增加，综合电价下行风险较低。
• 长协与现货价差：长协电价因锁价而具有一定的溢价，短期内与现货电价差距较小，未来随着新能源发展，价差可能收窄。

关键信息

1. 电力市场架构

• 市场部分：由煤电及风光水核等电源（部分入市）配套工商业用户构成，上网电价通过竞价形成。
• 计划部分：小部分计划电源配套居民及农业用户，执行目录电价。

2. 长协与现货合同衔接

• 长协电量按典型负荷曲线分解至每日每时，按统一或分时价格结算。
• 现货市场弥补长协与实际发用电曲线的偏差，按日前及实时价格结算。
• 发电企业收益 = 长协合约收益 + 日前市场收益 + 实时市场收益。

3. 现货市场运行情况

• 试点省份进展：山西、广东、山东已正式运行；蒙西、甘肃、省间进入连续结算试运行。
• 现货均价变化：2023年及2024H1多数省份现货电价中枢下行，仅蒙西实现同比增长。
• 风光现货价格：普遍低于市场均价50-200元/兆瓦时，主要因为风光出力高峰与用电低谷时间重合。

4. 现货市场对不同电源的影响

• 风光机组：在出力高峰时成为边际机组，对现货电价形成较大压力。
• 火电机组：谷段可购买低价电履约长协并套利，峰段具备边际定价权，现货电价受影响较小。
• 火电收益：需综合考虑峰谷价差及电量规模。

5. 综合电价趋势

• 短期：长协电量占比高、价格以双边协商为主，电价波动性小。
• 长期：风光电量占比提升将压低电能量电价，但系统额外费用增加，电价下行风险较低。

6. 新能源入市情况

• 多数地区风光以长协价结算，虽然双边协商价格较火电折价，但波动性及下行风险较小。
• 在绿电高占比区域，现货电价以绿电为主导，而在绿电占比低的区域，现货电价仍以火电为主。

7. 风险提示

• 煤价波动：影响火电边际报价，进而影响现货市场价格。
• 电价政策风险：长协与现货电量签订比例、定价机制等政策变动可能影响电价。
• 清洁能源增长：风光大规模并网可能改变现货市场定价机制。
• 来水波动：水电发电量波动影响现货市场。
• 宏观经济风险：经济波动对电力需求、体制改革及基础设施建设产生影响。

各省份运行展望

• 现货市场运行：多数省份现货市场已进入试运行或正式运行阶段，未来将逐步推进。
• 电源结构与供需：河北、甘肃风光占比高，未来现货电价下行压力较大；广东火电格局较分散，竞争激烈。
• 电力供需情况：部分省份如广东、浙江等因外送水电影响，现货电价有所下降，但随着三季度电力需求上升，电价降幅可能缩窄。

电价政策演变

• 2004年：建立煤电价格联动机制，根据煤价调整电价。
• 2019年：煤电上网电价改为“基准价 + 上下浮动”，市场化程度提升。
• 2021年：明确燃煤发电电量全部进入市场，扩大浮动范围至20%。
• 2022年：提出加快建设全国统一电力市场体系，实现电力资源优化配置。

电力价值分类

• 电能量价值：反映电力供需关系及发电成本。
• 容量价值：体现托底保供机组提供备用容量的成本。
• 灵活性价值：在辅助服务市场中体现，解决新能源出力不稳定带来的不平衡问题。
• 绿色价值：体现绿电溢价，如绿电、绿证交易价格。

附录：电力市场化改革复盘与各电源定价机制

• 市场化机制：从“计划”到“市场”逐步过渡，当前以“基准价 + 上下浮动”为主。
• 新能源定价机制：风光等新能源参与市场以长协价结算，逐步形成绿色价值。
• 辅助服务机制：提升电力系统灵活性，解决新能源波动问题。
• 容量电价机制：逐步完善，覆盖固定成本，保障电力系统稳定。

图表目录

• 图1：我国电力市场架构
• 图2：工商业用户终端电价构成
• 图3：中长期电量合约分解及与现货电价衔接
• 图4：电力交易方式
• 图5：省间中长期及现货电力市场
• 图6：现货市场边际电价
• 图7：风光发电量占比对现货电价的影响
• 图8：煤价对现货电价的影响
• 图9：来水对现货电价的影响
• 图10：现货均价与燃煤基准价浮动比例
• 图11-17：各省份现货均价走势
• 图18：省间现货均价走势
• 图19-20：2023年与2024H1现货均价与风光均价对比
• 图21：主要省份存量电源结构及新增机组情况
• 图22：主要省份电力供需情况
• 图23：现货与合约市场相互影响
• 图24：现货分时均价峰谷差
• 图25-26：广东长协与现货价格对比
• 图27：电力价值分类
• 图28：我国上网电价变迁史
• 图29：各省燃煤基准电价
• 图30：2022-2023年全国电网代购电最大峰谷价差
• 图31-34：2024-2025年及2026年起各省煤电容量补偿与度电容量电价测算
• 图35-37：风电与光伏电价政策演变及交易模式
• 图38：我国新能源入市节奏
• 图39：我国核电电价机制演变过程

表格目录

• 表1：两批现货试点省份进展
• 表2：水电外送主要送端及受端省份
• 表3：主要省份火电企业竞争格局
• 表4：政策逐步构建多层次统一电力市场体系
• 表5：2024年前8月各省电网企业代理购电价格
• 表6：分时电价种类
• 表7：容量电价重要政策梳理
• 表8：辅助服务重点政策梳理
• 表9：雅砻江水电、华能水电、长江电力电站定价机制