《電力行業新型電力體系電價篇（2）：從長協到現貨電價演繹怎么看？-240809（28頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《電力行業新型電力體系電價篇（2）：從長協到現貨電價演繹怎么看？-240809（28頁）.pdf（28頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

1、請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明證證券券研研究究報報告告電電力力推推薦薦（維維持持）emailAuthor分分析析師師：蔡蔡屹屹S0190518030002assAuthor研研究究助助理理：朱朱理理顯顯投投資資要要點點summary我我國國電電力力交交易易體體系系回回顧顧：國內交易架構以市場為主、計劃為輔；發電側煤電（全部入市）及風光水核等電源（部分入市）配套工商業用戶交易，上網電價競價形成；小部分計劃電源（低價）配套居民及農業用戶交易，執行目錄電價。其中上網競價為核心環節，其以長協電價為主、現貨電價為輔。本文主要探討長協與現貨合同銜接機制、現貨定

2、價因素及后續電價趨勢展望。長長協協與與現現貨貨合合同同如如何何銜銜接接：長協合同需按照典型負荷曲線分解至每日每時（按統一或分時價格結算），現貨市場彌補其與實際發用電曲線的電量偏差（按日前及實時現貨價格結算）；發電企業收益=長協合約收益+日前市場收益+實時市場收益。其中長協電價以雙邊協商為主（各電源非同臺競價出清）；現貨市場采取邊際電價機制（各電源同臺競價出清）?，F現貨貨核核心心定定價價因因素素及及各各省省運運行行情情況況：邊際定價即最后一臺滿足需求的機組報價（根據可變成本報價）為所有機組的成交價，故出清機組為影響現貨電價的核心因素，具體包括：1）電電源源結結構構：低可變成本機組（例如風光）電量

3、占比提升后，將高成本的邊際機組擠出；2）煤煤炭炭成成本本：目前邊際機組多為火電且其可變成本主要為燃料，度電燃料成本波動影響邊際報價；3）電電力力供供需需：省內新增機組&外送電規模（尤其是低成本水電）以及電力需求（下游行業需求、氣溫等）影響供需進而影響邊際電價；4）機機組組競競爭爭格格局局：若省內發電行業格局分散，或加劇競爭影響邊際機組報價（根據數據分析，浙江、上?；痣姼窬州^集中、廣東較分散）?，F貨市場運行方面，截至 2024H1 末山西、廣東、山東已轉入正式運行，蒙西、甘肅、省間等進入連續結算試運行。2023年及 2024H1 受市場煤價下行、風光電量占比快速提升等因素影響，多數省份現貨電價中

4、樞下行；其中風光現貨均價普遍低于市場均價 50-200 元/兆瓦時。目目前前市市場場主主要要關關注注問問題題（基基于于供供需需相相對對平平衡衡市市場場）：1）現現貨貨對對長長協協價價格格的的影影響響：理論上長協與現貨價差會動態收窄，但因長協可以鎖價鎖量減小市場風險，或整體較現貨均價存在部分溢價；且現貨市場中各電源根據可變成本報價，而國內容量電價暫未 100%覆蓋固定成本，故我們認為長協電價短期貼近現貨價的可能性較小。2）現現貨貨市市場場對對不不同同電電源源的的影影響響：由于風光出力高峰與國內用電高峰錯配，故其大發時現貨出清機組通常以綠電為主（尤其在綠電高占比區域），現貨電價壓力相對較大。對于火

5、電機組，由于其谷段可購買低價電履約長協進而套利、峰段出力具備邊際定價權且為現貨電價高點，故現階段現貨價格壓力相對較??；但考慮到其谷段通常仍需保持最小出力等實際情況，火電現貨收益需綜合考慮峰谷價差及峰谷電量規模。3）綜綜合合電電價價是是否否會會大大幅幅下下降降：短期看長協電量的簽訂比例要求較高（例如煤電 90%），且其價格以雙邊協商為主（多數地區火電競爭格局相對集中），與現貨市場的集中出清電價對比波動性較??；長期看，受風光電量提升影響，電量電價或中樞下降，但由于綠電不穩定性及清潔性將提高系統額外費用，我們認為綜合電價下行的風險仍較低。4）新新能能源源參參與與市市場場對對電電價價的的影影響響：多數

6、地區風光參與市場以長協價結算為主，雖然其雙邊協商價格通常較火電有一定折價且面臨偏差電量考核風險，但降幅不可直接參照現貨電價；后續伴隨綠電&綠證需求提振釋放環境溢價、政府授權合約等機制落地，風光綜合電價有望企穩。風風險險提提示示：煤價大幅波動、電價政策風險、清潔能源裝機增長、來水大幅波動、宏觀經濟風險title新新型型電電力力體體系系電電價價篇篇（2 2）：從從長長協協到到現現貨貨，電電價價演演繹繹怎怎么么看看？createTime12024 年年 8 月月 9 日日 請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-2-行行業業跟跟蹤蹤報報告告目目錄錄1、我國電力市

7、場交易體系回顧.-4-2、中長期與現貨合同如何銜接？現貨核心定價因素為何？.-5-3、各省現貨市場運行如何展望？.-8-4、目前市場對電價的主要關注點（討論基于供需相對平衡的市場）.-14-5、風險提示.-16-6、附錄-電力市場化改革復盤&各電源定價機制.-17-圖圖目目錄錄圖 1、我國電力市場架構.-4-圖 2、工商業用戶終端電價構成（以浙江、安徽省 2024 年 7 月電網代理購電價格舉例，單一制 1-10(20)千伏）.-4-圖 3、中長期電量合約分解及與現貨電價銜接圖解.-5-圖 4、電力交易方式圖解.-5-圖 5、省間中長期及現貨電力市場圖解.-6-圖 6、現貨市場邊際電價圖解.-

8、7-圖 7、風光發電量占比提升對于現貨電價的影響.-7-圖 8、煤價（火電燃料成本）對于現貨電價的影響.-7-圖 9、來水（水電發電量）對于現貨電價的影響.-8-圖 10、主要現貨地區現貨均價較燃煤基準價浮動比例.-9-圖 11、廣東年度及月度現貨均價走勢（元/兆瓦時）.-9-圖 12、山西年度及月度現貨均價走勢（元/兆瓦時）.-9-圖 13、山東年度及月度現貨均價走勢（元/兆瓦時）.-10-圖 14、甘肅-河東年度及月度現貨均價走勢（元/兆瓦時）.-10-圖 15、甘肅-河西年度及月度現貨均價走勢（元/兆瓦時）.-10-圖 16、蒙西-呼包東年度及月度現貨均價走勢（元/兆瓦時）.-10-圖

9、17、蒙西-呼包西年度及月度現貨均價走勢（元/兆瓦時）.-10-圖 18、省間年度及月度現貨均價走勢（元/兆瓦時）.-10-圖 19、2023 年主要現貨省份現貨總均價及風光現貨均價對比（元/兆瓦時）-11-圖 20、2024H1 主要現貨省份現貨總均價及風光現貨均價對比（元/兆瓦時）.-11-圖 21、主要省份存量電源結構及新增機組情況.-11-圖 22、主要省份省內電力供需情況.-12-圖 23、現貨與合約市場相互影響圖解.-14-圖 24、主要現貨省份 2023 年現貨分時均價峰谷差（元/兆瓦時）.-15-圖 25、廣東年長協、月長協、現貨的價格對比（元/兆瓦時）.-15-圖 26、廣東

10、月長協中雙邊協商與集中競價結構與均價（元/兆瓦時）.-15-圖 27、電力價值分類.-17-圖 28、我國上網電價變遷史.-18-圖 29、各省燃煤基準電價（元/千瓦時，含增值稅）.-19-圖 30、2022 年、2023 年全國電網代購電最大峰谷價差情況（一般工商業 10kV，元/度）.-20-圖 31、2024-2025 年各省煤電容量補償（元/千瓦年，含稅）.-22-圖 32、2024-2025 年各省測算度電容量電價（元/千瓦時，含稅）.-22-fYbUdXaYfYeZcWaY8OaO7NoMmMsQtPkPnNxPjMnMsM8OoOyRNZnQmOwMpMwO請請務務必必閱閱讀讀正

11、正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-3-行行業業跟跟蹤蹤報報告告圖 33、2026 年起各省煤電容量補償（元/千瓦年，含稅）.-22-圖 34、2026 年起各省測算度電容量電價（元/千瓦時，含稅）.-22-圖 35、我國風電電價政策演變（元/千瓦時）（以并網年份確定）.-25-圖 36、我國光伏電價政策演變（元/千瓦時）（以并網年份確定）.-25-圖 37、平價階段綠電交易模式.-26-圖 38、我國新能源入市節奏.-26-圖 39、我國核電電價機制演變過程.-27-表表目目錄錄表 1、兩批現貨試點省份進展.-8-表 2、水電外送主要送端及受端省份.-12-表 3、重要省

12、份火電企業競爭格局.-13-表 4、政策逐步構建多層次統一電力市場體系.-18-表 5、2024 年前 8 月各省電網企業代理購電價格（元/度）.-19-表 6、分時電價種類.-20-表 7、容量電價重要政策梳理.-21-表 8、輔助服務重點政策梳理.-23-表 9、雅礱江水電、華能水電、長江電力電站定價機制.-23-請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-4-行行業業跟跟蹤蹤報報告告報報告告正正文文（文文末末附附有有電電力力市市場場化化改改革革復復盤盤&各各電電源源定定價價機機制制）1、我我國國電電力力市市場場交交易易體體系系回回顧顧我國電力體系改革以“

13、市場化”為主線，當前電力交易已形成以市場為主、計劃為輔的架構。其中市場部分由發電側的煤電（全部入市）及風光水核等電源（部分入市）配套工商業用戶構成交易主體，電源上網電價通過競價形成；計劃部分由小部分計劃性電源配套居民及農業用戶構成交易主體，優先將低價電源用于保障其用電，并執行由政府制定的目錄電價。圖圖 1、我我國國電電力力市市場場架架構構計計劃劃優優先先發發用用年度計劃電量居民用戶農業用戶電電力力市市場場架架構構市市場場中長期交易市場日前現貨市場實時現貨市場輔助服務市場時時間間年年度度、月月度度、周周度度.日日前前小小時時前前至至實實時時電力批發市場電力零售市場工商業用戶電網企業代理購電通過售

14、電公司交易直接交易資料來源：國家電網，北極星售電網，興業證券經濟與金融研究院整理備注：居民用戶含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶圖圖 2、工工商商業業用用戶戶終終端端電電價價構構成成（以以浙浙江江、安安徽徽省省 2024 年年 7 月月電電網網代代理理購購電電價價格格舉舉例例，單單一一制制 1-10(20)千千伏伏）中中游游0.437,64%0.018,3%0.161,23%0.038,6%0.029,4%安安徽徽上網電價上網環節線損費用輸配電價系統運行費用政府性基金及附加0.474,61%0.018,2%0.214,28%0.036,5%0.029,4%浙浙江江

15、上網電價上網環節線損費用輸配電價系統運行費用政府性基金及附加上網電價輸配電價系統運行費用政府性基金及附加工商業用電價格+|上網環節線損費用上上網網環環節節線線損損費費用用=用用戶戶實實際際購購電電上上網網電電價價上上網網環環節節綜綜合合線線損損率率 （1上上網網環環節節綜綜合合線線損損率率），第三輪監管周期核定各省電網線損率（例如江蘇3.18%/浙江3.53%/安徽3.99%/廣東3.31%/上海3.96%/山東3.31%/河北5.40%/冀北4.00%，大部分集中在0.01-0.02元/度）?！皽蕼试S許成成本本+合合理理收收益益”原原則則核核定定，包包括括電電量量電電價價+容容（需需）量量電

16、電價價。根據用電容量執行單一制電價或兩部制電價（用電容量100千伏安單一制電價、100315千伏安選擇單一制或兩部制電價、315千伏安兩部制電價）。其中電量電價大部分集中在0.15-0.3元/度；容（需）量電價可選擇按變壓器容量計收（集中在20-30元/千伏安月）或按實際最大需量計收（集中在30-50元/千瓦月）；并且同一區域電壓等級越低價格越高。輔輔助助服服務務費費用用折折價價：包括調峰、調頻、備用等，目前由用戶側承擔較少，廣東等少數現貨運行成熟省份用戶參與分攤。抽抽水水蓄蓄能能容容量量電電費費折折價價：按照第三監管周期核定的各省各年度抽蓄容量總電費，除以12后由工商業用戶當月電量分攤。（大

17、部分集中在0.003-0.01元/度）煤煤（氣氣）電電容容量量電電費費折折價價：(當月申報的最大出力*各省年容量電價/12)/工商業用戶當月電量。（煤+氣合計大部分集中在0.15-0.04元/度，氣電部分省份有）交叉補貼新增損益等其他折價（整體規模較?。╇S電價征收的政府性基金及附加主要有：國國家家重重大大水水利利工工程程建建設設基基金金（0-0.0042元/度）、大大中中型型水水庫庫移移民民扶扶持持基基金金（0.0012-0.0067元/度）、可可再再生生能能源源電電價價附附加加（0.019元/度）、地地方方水水庫庫移移民民扶扶持持基基金金（0-0.0005元/度，部分省份有）和和農農網網還還

18、貸貸資資金金（0.02元/度，部分省份有）?？傆嫶蟛糠旨性?.02-0.05元/度。通通過過電電力力交交易易形形成成價價格格，綜合電價大部分集中在0.3-0.5元/度（以代理購電為例，下同）由由上上述述環環節節加加總總構構成成用用電電價價格格，大部分集中在0.5-0.8元/度（平時段價格），并配套各省政策執行分時峰谷電價機制。+資料來源：北極星電力網，國家發改委，碩電匯，南方能源觀察，廣東省發改委，興業證券經濟與金融研究院整理 請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-5-行行業業跟跟蹤蹤報報告告2、中中長長期期與與現現貨貨合合同同如如何何銜銜接接？現現貨

19、貨核核心心定定價價因因素素為為何何？在上述架構中，上網電價的市場化交易為核心環節，其以中長期電價為主、現貨電價為輔。關于做好 2024 年電力中長期合同簽訂履約工作的通知規定各地煤電企業/市場用戶年度長協電量應不低于上年上網電量/用電量的 80%，并通過季度、月度、月內合同保障全年長協電量不低于上年上網電量/用電量的 90%。中中長長期期與與現現貨貨合合約約互互為為補補充充：中長期合約電量需按照典型負荷曲線分解至每日每時，現貨市場（主要包括日前、實時交易）彌補中長期合同電量曲線與實際發用電曲線的電量偏差。長協電量按統一或分時價格結算，日前中標量與長協電量的偏差量按日前現貨價格結算，實際執行量與

20、日前的偏差量按實時現貨價格結算。發電企業收益=中長期合約收益+日前市場收益+實時市場收益（按現貨全電量結算+中長期差價合約結算或者中長期全電量結算+現貨偏差電量結算，前者更加強調長協合同的財務結算意義，而非實物性）。其中，中中長長期期合合同同通通過過雙雙邊邊協協商商、掛掛牌牌交交易易、集集中中交交易易形形成成電電能能量量價價格格，以以雙雙邊邊協協商商為為主主；現現貨貨市市場場采采取取邊邊際際電電價價機機制制；在新能源占比快速提升背景下，當前電價波動與下行風險主要體現于現貨集中交易市場。圖圖 3、中中長長期期電電量量合合約約分分解解及及與與現現貨貨電電價價銜銜接接圖圖解解資料來源：朗新研究院，興

21、業證券經濟與金融研究院整理圖圖 4、電電力力交交易易方方式式圖圖解解資料來源：國家電網，興業證券經濟與金融研究院整理類似地，省間電力市場亦主要由中長期及現貨市場構成。其中省間長協電量通常包括協議電量（國家指令性計劃、地方政府框架協議確定的電量）和增量電量等，補補充充偏偏差差電電量量 請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-6-行行業業跟跟蹤蹤報報告告省間現貨市場在長協基礎上利用省間通道剩余輸電能力，開展省間日前、日內電能量交易，進一步促進資源共享。圖圖 5、省省間間中中長長期期及及現現貨貨電電力力市市場場圖圖解解年度月度月內日前日內優先發電計劃雙邊協商交易

22、集中競爭交易掛牌交易年度優先發電計劃調整雙邊協商交易集中競爭交易掛牌交易滾動撮合交易日前交易日內交易跨省調峰市場省間中長期市場省間輔助服務省間現貨市場按用戶主體分類市場定位基于送端富余電力基于通道剩余能力出清/價格機制集中競價邊際出清電價電網公司發電企業電力交易中心電力用戶/售電公司發電企業電力交易中心電網公司發電企業電力交易中心電網公司資料來源：泛能網電力交易，國家電網報，興業證券經濟與金融研究院整理現現貨貨市市場場定定價價機機制制：通常采用的邊際定價機制即最后一臺滿足負荷需求的機組報價，所有機組均按此價格成交。因為風光、水電幾乎沒有可變成本，核電可變成本明顯低于火電（2023 年中國核電（

23、601985.SH）度電燃料及其他材料成本 0.053元/度），且 2023 年全國火電發電量占比仍高達 66%，故火火電電通通常常為為最最后后一一單單位位出出清清機機組組（風風光光大大發發&負負荷荷低低谷谷時時邊邊際際機機組組或或為為綠綠電電）。由此可見邊際出清機組的可變成本為影響現貨電價的核心，細拆具體因素包括：1）電電源源結結構構：低可變成本的機組（例如風光）電量占比提升后，將高成本的邊際機組擠出；2）煤煤炭炭成成本本：由于目前火電為邊際機組且可變成本主要為燃料，度電燃料成本下降影響邊際報價；3）電電力力供供需需：省內新增機組容量&外送電規模（尤其是低成本水電）以及電力需求（包括下游行業

24、需求、氣溫等）影響供需格局進而影響邊際電價；4）機機組組競競爭爭格格局局：若省內發電企業競爭格局分散，或加劇競爭影響邊際機組報價。請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-7-行行業業跟跟蹤蹤報報告告圖圖 6、現現貨貨市市場場邊邊際際電電價價圖圖解解核核電電水水電電煤煤電電氣氣電電燃燃油油風風光光發發電電可可變變成成本本電電力力負負荷荷邊邊際際價價格格邊邊際際內內供供給給者者機機組組發發電電量量資料來源：北極星電力交易學社，興業證券經濟與金融研究院整理圖圖 7、風風光光發發電電量量占占比比提提升升對對于于現現貨貨電電價價的的影影響響出出清清邊邊際際價價格格下

25、下降降高高比比例例新新能能源源市市場場出出清清示示意意圖圖低低成成本本火火電電核核電電水水電電中中成成本本火火電電高高成成本本火火電電風風光光發發電電出清價格系統需求現現階階段段市市場場出出清清示示意意圖圖核核電電水水電電低低成成本本火火電電中中成成本本火火電電高高成成本本火火電電風風光光發發電電可可變變成成本本出清價格機機組組發發電電量量系統需求機機組組發發電電量量可可變變成成本本占占比比擴擴大大資料來源：北極星電力交易學社，興業證券經濟與金融研究院整理圖圖 8、煤煤價價（火火電電燃燃料料成成本本）對對于于現現貨貨電電價價的的影影響響出出清清邊邊際際價價格格下下降降煤煤價價下下降降，火火電電

26、可可變變成成本本下下降降；煤煤價價上上漲漲，火火電電可可變變成成本本上上升升核核電電水水電電低低成成本本火火電電中中成成本本火火電電高高成成本本火火電電風風光光發發電電可可變變成成本本出清價格機機組組發發電電量量系統需求可可變變成成本本若若煤煤價價下下降降核核電電水水電電低低成成本本火火電電中中成成本本火火電電高高成成本本火火電電風風光光發發電電出清價格機機組組發發電電量量系統需求度度電電燃燃料料變變化化資料來源：北極星電力交易學社，興業證券經濟與金融研究院整理 請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-8-行行業業跟跟蹤蹤報報告告圖圖 9、來來水水（水水電

27、電發發電電量量）對對于于現現貨貨電電價價的的影影響響核核電電水水電電低低成成本本火火電電中中成成本本火火電電高高成成本本火火電電風風光光發發電電可可變變成成本本出清價格機機組組發發電電量量系統需求若若來來水水偏偏豐豐核核電電水水電電低低成成本本火火電電中中成成本本火火電電高高成成本本火火電電風風光光發發電電可可變變成成本本出清價格機機組組發發電電量量系統需求出出清清邊邊際際價價格格下下降降占占比比擴擴大大資料來源：北極星電力交易學社，興業證券經濟與金融研究院整理3、各各省省現現貨貨市市場場運運行行如如何何展展望望？截至 2024 年上半年末，國內兩批試點中山山西西、廣廣東東、山山東東已已轉轉入

28、入正正式式運運行行，蒙蒙西西、甘甘肅肅、省省間間等等進進入入連連續續結結算算試試運運行行階階段段，其其他他試試點點及及非非試試點點亦亦基基本本陸陸續續結結算算試試運運行行。不同于前 2-3 年煤價高位階段（火電燃料成本高，現貨市場促進電價上漲），目前煤價中樞趨于平穩且風光機組大規模并網有望降低現貨電價，今明兩年更多省份有望加快推進，進入連續結算運行階段。表表 1、兩兩批批現現貨貨試試點點省省份份進進展展試試點點批批次次省省份份進進度度電電源源側側參參與與范范圍圍新新能能源源參參與與方方式式申申報報價價格格出出清清價價格格第第一一批批山山西西正式運行省內公用火電、新能源、獨立儲能、抽水蓄能、虛擬

29、電廠報量不報價上限（1.5 元/kWh)下限（0 元/kWh）上限（1.5 元/kWh)下限（0 元/kWh）南南 方方(以以 廣廣東東為為起起步步）正式運行省內煤電、氣電、核電、風電、光伏、抽水蓄能報量報價上限燃煤成本每周動態調整下限（0 元/kWh）上限（1.5 元/kWh)下限（0 元/kWh）山山東東正式運行火電、集中式風電、集中式光伏、核電、獨立儲能報量報價上限（1.3 元/kWh)下限（-0.08 元/kWh）上限（1.5 元/kWh)下限（-0.1 元/kWh）蒙蒙西西連續結算試運行煤電、新能源報量報價上限（1.5 元/kWh)下限（0 元/kWh）上限（5.18 元/kWh)下

30、限未設置浙浙江江結算試運行全省統調燃煤發電企業暫不參與上限（0.8 元/kWh)下限（-0.2 元/kWh）上限（1.2 元/kWh)下限（-0.2 元/kWh）福福建建結算試運行省內統調常規純凝火電不報量不報價上限（1 元/kWh)下限（0 元/kWh）上限（1 元/kWh)下限（0 元/kWh）四四川川連續結算試運行火電、新能源報量報價上限（0.626 元/kWh)下限（0.377 元/kWh）上限（0.626 元/kWh)下限（0.377 元/kWh）甘甘肅肅連續結算試運行公網火電、市場化水電、存量新能源、平價新能源報量報價上限（0.65 元/kWh)下限（0.04 元/kWh）上限（0

31、.65 元/kWh)下限（0.04 元/kWh）第第二二批批上上海海調電試運行統調公用常規燃煤機組及 5 家燃機電廠暫不參與上限（1.5 元/kWh)下限（0 元/kWh）上限（1.8 元/kWh)下限（0 元/kWh）江江蘇蘇結算試運行單機 10 萬千瓦以上統調公用燃煤機組、核電機組暫不參與上限（1.5 元/kWh)下限（0 元/kWh）上限（5.18 元/kWh)下限未設置安安徽徽結算試運行省調公用煤電機組（10 萬千瓦報量不報價上限（0.8 元/kWh)上限（0.8 元/kWh)請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-9-行行業業跟跟蹤蹤報報告告以上

32、），2022 年及以后省調平價新能源場站、獨立儲能電站下限（0 元/kWh）下限（0 元/kWh）遼遼寧寧結算試運行省內公用火電、集中式新能源、核電報量不報價上限（1.5 元/kWh)下限（0 元/kWh）上限（1.5 元/kWh)下限（0 元/kWh）河河南南結算試運行集中式新能源、參與中長期交易的燃煤發電企業報量不報價上限（1.2 元/kWh)下限（0.05 元/kWh）上限（1.2 元/kWh)下限（0.05 元/kWh）湖湖北北結算試運行統調公用燃煤機組、110 千伏以上新能源場站報量報價上限（1 元/kWh)下限（0 元/kWh）上限（1.2 元/kWh)下限（0 元/kWh）省省間

33、間連續結算試運行/上限（3 元/kWh)送電方上限（1.5/kWh）資料來源：電聯新媒，CPEM，蘭木達電力現貨，興業證券經濟與金融研究院整理備注：統計截至 2024H1 末在幾個主要現貨試點中，2023 年及 2024H1 僅蒙西現貨均價實現同比增長（2024H1同比+16.6%），廣東、山西、山東、甘肅、省間現貨價格均呈現不同幅度下降（其中 2024H1 廣東/山東分別同比-25.4%/-24.1%）。我們認為蒙西價格上漲主要由于其電力需求提升較供給增長更加顯著，且內蒙古新增機組中除低邊際成本風光機組外亦包括不少火電機組。而受市場煤價下行、風光發電量占比快速提升、季節性氣候（降雨、氣溫）等

34、因素綜合影響，其他省份現貨電價中樞下行。圖圖 10、主主要要現現貨貨地地區區現現貨貨均均價價較較燃燃煤煤基基準準價價浮浮動動比比例例-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%廣東山西山東甘肅-河東甘肅-河西蒙西-呼包東蒙西-呼包西資料來源：蘭木達電力現貨，興業證券經濟與金融研究院整理圖圖 11、廣廣東東年年度度及及月月度度現現貨貨均均價價走走勢勢（元元/兆兆瓦瓦時時）圖圖 12、山山西西年年度度及及月月度度現現貨貨均均價價走走勢勢（元元/兆兆瓦瓦時時）-50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%0100200300400500600電力現貨均價同比增

35、速（右軸）相對燃煤基準價上浮/下?。ㄓ逸S，廣東：453元/兆瓦時）-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%050100150200250300350400450500電力現貨均價同比增速（右軸）相對燃煤基準價上浮/下?。ㄓ逸S，山西：332元/兆瓦時）資料來源：蘭木達電力現貨，興業證券經濟與金融研究院整理資料來源：蘭木達電力現貨，興業證券經濟與金融研究院整理 請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-10-行行業業跟跟蹤蹤報報告告圖圖 13、山山東東年年度度及及月月度度現現貨貨均均價價走走勢勢（元元/兆兆瓦瓦時時）圖圖 14、甘甘肅肅-河河

36、東東年年度度及及月月度度現現貨貨均均價價走走勢勢（元元/兆兆瓦瓦時時）-60%-50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%050100150200250300350400450500電力現貨均價同比增速（右軸）相對燃煤基準價上浮/下?。ㄓ逸S，山東：394.9元/兆瓦時）-60%-40%-20%0%20%40%60%80%0100200300400500600電力現貨均價同比增速（右軸）相對燃煤基準價上浮/下?。ㄓ逸S，甘肅-河東：307.8元/兆瓦時）資料來源：蘭木達電力現貨，興業證券經濟與金融研究院整理資料來源：蘭木達電力現貨，興業證券經濟與金融研究院整理圖圖 15、甘甘肅肅-河河

37、西西年年度度及及月月度度現現貨貨均均價價走走勢勢（元元/兆兆瓦瓦時時）圖圖 16、蒙蒙西西-呼呼包包東東年年度度及及月月度度現現貨貨均均價價走走勢勢（元元/兆兆瓦瓦時時）-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%050100150200250300350400450500電力現貨均價同比增速（右軸）相對燃煤基準價上浮/下?。ㄓ逸S，甘肅-河西：307.8元/兆瓦時）-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%050100150200250300350400450500電力現貨均價同比增速（右軸）相對燃煤基準價上浮/下?。ㄓ逸S，甘肅-河西：307.8元/兆瓦時）資料來源：蘭木

38、達電力現貨，興業證券經濟與金融研究院整理資料來源：蘭木達電力現貨，興業證券經濟與金融研究院整理圖圖 17、蒙蒙西西-呼呼包包西西年年度度及及月月度度現現貨貨均均價價走走勢勢（元元/兆兆瓦瓦時時）圖圖 18、省省間間年年度度及及月月度度現現貨貨均均價價走走勢勢（元元/兆兆瓦瓦時時）-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%020040060080010001200電力現貨均價同比增速（右軸）相對燃煤基準價上浮/下?。ㄓ逸S，蒙西-呼包西：282.9元/兆瓦時）-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%0100200300400500600700電力現貨均

39、價環比增速（右軸）同比增速（右軸）資料來源：蘭木達電力現貨，興業證券經濟與金融研究院整理資料來源：蘭木達電力現貨，興業證券經濟與金融研究院整理 請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-11-行行業業跟跟蹤蹤報報告告其中新能源現貨價格方面，風光現貨均價普遍低于市場均價 50-200 元/兆瓦時，主要因為國內用電低谷通常出現于后半夜和午后，前者為風電出力較強時段、后者為光伏大發時段，故風光大發時段現貨出清價格通常較低（邊際機組為綠電）。圖圖 19、2023 年年主主要要現現貨貨省省份份現現貨貨總總均均價價及及風風光光現現貨貨均均價價對對比比（元元/兆兆瓦瓦時時

40、）圖圖 20、2024H1 主主要要現現貨貨省省份份現現貨貨總總均均價價及及風風光光現現貨貨均均價價對對比比（元元/兆兆瓦瓦時時）347.0 353.1 309.8 631.4 247.7 216.6 194.7 438.7 273.0 287.8 220.4 453.5 0100200300400500600700山西山東甘肅蒙西總均價光伏均價風電均價324.1 275.9 235.4 541.1 208.5 117.7 97.1 341.0 276.0 251.7 158.7 411.4 0100200300400500600山西山東甘肅蒙西總均價光伏均價風電均價資料來源：蘭木達電力現貨，

41、興業證券經濟與金融研究院整理資料來源：蘭木達電力現貨，興業證券經濟與金融研究院整理根根據據第第二二節節總總結結的的現現貨貨電電價價影影響響因因素素，我我們們針針對對主主要要省省份份進進行行電電源源結結構構、省省內內電電力力供供需需、水水電電外外送送、火火電電企企業業競競爭爭格格局局等等展展開開分分析析：主主要要省省份份電電源源結結構構及及省省內內電電力力供供需需存量電源結構中河北、甘肅風光電量占比較高，均超過 30%（2023 年數據）；增量方面，2021 年至 2024M5 山東、內蒙古、河北新增風光裝機較多，均超過 45GW；我們認為存量風光占比高且比例提升較快的省份在其他因素相似的情況下

42、未來現貨電價中樞下行壓力或更大。圖圖 21、主主要要省省份份存存量量電電源源結結構構及及新新增增機機組組情情況況火火電電水水電電核核電電風風電電光光伏伏總總計計風風光光占占比比水水核核風風光光占占比比 火火電電水水電電核核電電風風電電光光伏伏總總計計風風光光水水核核風風光光山山東東509238198526627648118%21%8.12.90.28.139.758.947.850.8內內蒙蒙古古58764501355291756622%22%24.70.00.036.114.875.550.850.8河河北北2393580650553365433%35%2.52.80.08.836.450.

43、645.348.1江江蘇蘇484131503537358627014%23%6.5-0.11.17.530.845.938.339.4廣廣東東4831370118130221168957%30%23.2-1.60.010.923.556.034.432.8甘甘肅肅10543730437249211332%50%2.0-0.80.015.017.633.832.631.8浙浙江江319921076211029645789%30%4.2-0.10.14.322.330.826.626.6安安徽徽3024870140270352012%14%6.10.70.03.522.332.525.826.5四

44、四川川900386301675249834%82%2.515.70.03.85.227.19.024.7云云南南64730790288137415110%84%-3.8-5.70.06.820.317.727.121.4山山西西3605380542275446118%19%11.4-0.10.05.614.431.219.919.9福福建建17643698402167032589%46%2.60.12.33.08.316.411.313.8上上海海96800242310155%5%1.00.00.00.31.93.12.12.1存存量量電電源源結結構構（2023年年規規上上發發電電量量，億億度

45、度）新新增增裝裝機機（2021年年初初至至2024M5，GW）省省份份資料來源：中國電力知庫，興業證券經濟與金融研究院整理備注：火電、水電裝機數據為 6000 千瓦及以上發電設備容量，核電、風電、光伏裝機數據為全口徑；規上指規模以上發電企業。請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-12-行行業業跟跟蹤蹤報報告告圖圖 22、主主要要省省份份省省內內電電力力供供需需情情況況省省份份2023M1-11省省間間交交換換電電量量（凈凈輸輸入入為為正正、凈凈輸輸出出為為負負）2023M1-11省省間間電電量量占占用用電電量量比比例例（凈凈輸輸入入為為正正、凈凈輸輸出出

46、為為負負）2021-2023年年總總發發電電量量CAGR2021-2023年年總總用用電電量量CAGR2024年年前前5月月發發電電量量累累計計增增速速2024年年前前5月月用用電電量量累累計計增增速速2024年年前前5月月用用電電量量增增速速-發發電電量量增增速速其其中中火火電電發發電電量量增增速速（2021-2023CAGR）水水電電發發電電量量增增速速（2021-2023CAGR）風風光光發發電電量量增增速速（2021-2023CAGR）核核電電發發電電量量增增速速（2021-2023CAGR）安徽-278.84-9.6%7.5%8.8%6.8%13.5%6.7%5.8%3.6%25.1

47、%0.0%廣東1531.5019.6%5.8%4.0%3.9%10.0%6.1%3.8%28.5%46.2%-1.0%河北967.2922.6%9.0%5.3%3.1%8.8%5.7%2.9%55.5%23.4%0.0%浙江1461.9126.0%4.1%6.0%5.1%10.5%5.4%2.4%-6.1%41.1%2.0%江蘇1415.0019.9%3.4%5.0%6.6%9.7%3.1%1.1%0.0%21.0%1.8%山東1329.1818.4%2.3%3.9%2.4%5.5%3.1%-1.7%78.0%26.6%0.3%四川-1205.64-35.6%5.0%6.4%4.1%7.1%3

48、.0%17.2%1.8%25.5%0.0%山西-1410.37-54.2%7.7%5.2%0.7%3.1%2.4%7.1%-1.3%11.4%0.0%甘肅-420.86-28.2%4.6%4.9%5.9%7.5%1.6%0.6%-9.2%25.1%0.0%福建-154.15-5.4%5.4%4.4%9.0%10.2%1.2%1.8%16.0%27.1%4.0%內蒙古-2460.67-56.3%12.2%10.4%11.7%12.3%0.6%11.0%-14.8%18.2%0.0%云南-1495.82-65.3%5.0%8.4%14.2%12.6%-1.6%19.2%0.8%22.8%0.0%上

49、海763.7745.4%0.4%2.8%9.1%6.8%-2.3%-0.3%0.0%19.3%0.0%資料來源：中國電力知庫，興業證券經濟與金融研究院整理水水電電外外送送主主要要受受端端省省份份華東、華南及京津冀地區為西電東送的主要受端地區，今年西部地區自二季度起來水轉豐，東部省份受外送水電沖擊，季度性現貨電價和月度長協價格受影響?？紤]到三季度電力需求旺盛，且去年水電發電量低基數影響至 7 月結束，今年三季度電價降幅有望縮窄。表表 2、水水電電外外送送主主要要送送端端及及受受端端省省份份受受端端省省份份2023 年年 1-11 月月省省間間電電量量凈凈輸輸入入（億億度度）2023 年年 1-1

50、1 月月凈凈輸輸入入占占全全省省用用電電量量比比例例送送端端省省份份近近 5 年年均均值值2023 年年2024M6同同比比水水電電利利用用小小時時數數（h）廣東153219.6%云南4111395813.1%上海76445.4%四川4329399510.2%江蘇141519.9%貴州3018188182.8%浙江146226.0%廣西3271225037.9%江西16719.6%湖北3869350328.0%廣西18016.3%重慶3278290031.7%北京79365.6%甘肅4549389812.3%天津22623.9%青海4084312524.3%河北96722.6%山東132918

51、.4%資料來源：中國電力知庫，電力網，興業證券經濟與金融研究院整理備注：省間電量凈輸入=輸入電量-輸出電量主主要要省省份份火火電電企企業業競競爭爭格格局局我們梳理了部分省份當地主要上市火電企業及規模前三家火電發電量占省內比例。綜合來看，浙江、上海行業格局較集中（公司數量少&電量占比高）；廣東省行業格局較分散，且其 2021 年至 2024M5 火電新增裝機 23GW，火電內部價格競爭或較劇烈。請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-13-行行業業跟跟蹤蹤報報告告表表 3、重重要要省省份份火火電電企企業業競競爭爭格格局局省省份份2023 年年全全省省火火電電

52、發發電電量量（億億度度）當當地地主主要要上上市市公公司司（火火電電，不不完完全全統統計計）2023 年年當當地地火火電電業業務務發發電電量量（億億度度）占占省省內內火火電電發發電電量量比比例例廣廣東東4831粵電力 A、大唐發電、深圳能源、華能國際、寶新能源、廣州發展、穗恒運 A粵電力 A：1141.5粵電力 A：23.6%大唐發電：360.6大唐發電：7.5%深圳能源：331.7深圳能源：6.9%華能國際：307.7華能國際：6.4%寶新能源：206.6寶新能源：4.3%廣州發展：189.6廣州發展：3.9%穗恒運 A：70.9穗恒運 A：1.5%主要上市公司數量：7 家前三占比總計：38%

53、山山東東5092華能國際、華電國際華能國際：821.9華能國際：16.1%華電國際：799.5華電國際：15.7%主要上市公司數量：2 家前二占比總計：32%江江蘇蘇4841國電電力、華潤電力、江蘇國信、華能國際國電電力：763.9國電電力：15.8%華潤電力（火電裝機容量）：12.6GW華潤電力（裝機容量）：11.7%江蘇國信：421.8江蘇國信：8.7%華能國際：394.1華能國際：8.1%主要上市公司數量：4 家前三占比總計：36%浙浙江江3199浙能電力、國電電力、華能國際浙能電力：1455.4浙能電力：45.5%國電電力：547.7國電電力：17.1%華能國際：326.3華能國際：1

54、0.2%主要上市公司數量：3 家前三占比總計：73%安安徽徽3024國電電力、皖能電力、中國電力、華電國際、淮河能源、新集能源國電電力：589.5國電電力：19.5%皖能電力（2022 年）：431.0皖能電力（2022 年）：15.0%中國電力：299.35中國電力：9.9%華電國際：256.4華電國際：8.5%淮河能源：157.9淮河能源：5.2%新集能源：103.9新集能源：3.4%主要上市公司數量：6 家前三占比總計：44%上上海海968上海電力、申能股份、華能國際上海電力：229.1上海電力：23.7%申能股份：225.5申能股份：23.3%華能國際：212.9華能國際：22.0%主

55、要上市公司數量：3 家前三占比總計：69%河河北北2393建投能源、大唐發電、華潤電力、華能國際建投能源：410.4建投能源：17.2%大唐發電(上網電量）：275.4大唐發電：11.5%華潤電力(裝機容量）：5.36GW華潤電力(裝機容量）：9.6%華能國際：113.1華能國際：4.7%主要上市公司數量：4 家前三占比總計：38%福福建建1764福能股份、國電電力、華能國際國電電力：195.7國電電力：11.1%華能國際：177.6華能國際：10.1%福能股份：117.1福能股份：6.6%主要上市公司數量：3 家前三占比總計：28%資料來源：公司公告，中國電力知庫，興業證券經濟與金融研究院整

56、理備注：1、由于華潤電力未披露分省電量數據，采取火電裝機占比；2、浙能電力火電電力采取 2022 年規模及占比（新疆機組投產前）；3、由于大唐發電未披露分機組發電量數據，采取上網電量。非非官官方方統統計計，以以上上內內容容僅僅供供參參考考。請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-14-行行業業跟跟蹤蹤報報告告4、目目前前市市場場對對電電價價的的主主要要關關注注點點（討討論論基基于于供供需需相相對對平平衡衡的的市市場場）（1）現現貨貨價價格格對對長長協協價價格格的的影影響響理論上，中長期市場與現貨市場的價差會動態收窄，尤其臨近長協簽訂日時兩者獲取的市場信息趨

57、同、價差進一步縮??；但考慮到中長期合約可通過鎖價鎖量方式減小市場風險，或整體較現貨均價存在部分溢價。此外，國內目前對于中長期電量占比仍有硬性且較高要求，兩者間聯動機制仍未充分發揮；且現貨市場中各電源按可變成本報價，而由于國內容量電價暫未 100%覆蓋固定成本，故我們認為長協電價短期貼近現貨價的可能性較小。圖圖 23、現現貨貨與與合合約約市市場場相相互互影影響響圖圖解解預預測測現現貨貨價價格格走走低低發發電電商商用用戶戶中中長長期期交交易易量量現現貨貨交交易易量量中中長長期期市市場場供供大大于于求求，價價格格下下降降未未來來現現貨貨市市場場供供不不應應求求，價價格格上上升升兩兩個個市市場場價價格

58、格趨趨于于收收窄窄資料來源：中國電力企業管理，興業證券經濟與金融研究院整理（2）現現貨貨市市場場對對于于不不同同電電源源的的影影響響由于風光出力較強時段通常為國內用電低谷，故其大發時現貨市場邊際出清機組通常以風光機組為主（尤其在綠電電量占比高的省份），其現貨電價壓力相對較大。對于火電機組，由于其谷段可購買低價電履約長協進而套利、峰段出力具備邊際定價權且為現貨電價高點，故現貨電價現階段受影響程度或相對較??；但考慮到谷段火電通常仍需保持最小出力，故未來火電現貨收益仍需綜合考慮峰谷價差及峰谷電量規模。請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-15-行行業業跟跟蹤蹤

59、報報告告圖圖 24、主主要要現現貨貨省省份份 2023 年年現現貨貨分分時時均均價價峰峰谷谷差差（元元/兆兆瓦瓦時時）0100200300400500600700020040060080010001200廣東山西山東甘肅-河東甘肅-河西蒙西-呼包東蒙西-呼包西省間年平均分時最低價格年平均分時最高價格價差（右軸）資料來源：蘭木達電力現貨，興業證券經濟與金融研究院整理（3）綜綜合合電電價價是是否否會會大大幅幅下下降降目前政府對長協電量的簽訂比例有較高要求（例如煤電 90%），且其價格以雙邊協商為主（大多數地區火電競爭格局相對集中），與現貨市場采取的集中邊際電價機制相比波動性更??；長期來看，受風光電

60、量占比提升影響，電能量電價中樞大概率呈現中樞下行，但由于綠電不穩定性和清潔性將提高系統額外費用，我們認為總體電價下行的風險較低。以廣東省為例，2024 年前 8 月的月度長協價格較當月年度長協價格差值的算數均值為-35 元/兆瓦時（單月不超過-65 元/兆瓦時），跌幅顯著小于現貨電價；同時在月長協合同中雙邊協商電量占比均值達 86%，在 4 月以來外送水電沖擊的影響下跌幅明顯小于集中交易價格。圖圖 25、廣廣東東年年長長協協、月月長長協協、現現貨貨的的價價格格對對比比（元元/兆兆瓦瓦時時）圖圖 26、廣廣東東月月長長協協中中雙雙邊邊協協商商與與集集中中競競價價結結構構與與均均價價（元元/兆兆瓦

61、瓦時時）01002003004005006002024年1月 2024年2月 2024年3月 2024年4月 2024年5月 2024年6月 2024年7月 2024年8月年度長協綜合均價每月年度長協價格月度長協價格月度現貨電價0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%01002003004005006002024年1月2024年2月2024年3月2024年4月2024年5月2024年6月2024年7月2024年8月月度長協中雙邊協商均價月度長協中集中競爭均價雙邊協商電量占比（右軸）集中競價電量占比（右軸）資料來源：廣東電力交易中心，興業證券經濟與金融研究院整理資料來源

62、：廣東電力交易中心，興業證券經濟與金融研究院整理（4）新新能能源源參參與與市市場場對對電電價價的的影影響響新能源參與市場亦以長協價格結算為主，雖然其雙邊協商價格或較火電有一定折 請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-16-行行業業跟跟蹤蹤報報告告價，但波動性與大幅下行風險較現貨更低，綜合電價的降幅不可直接參考現貨電價；此外在可再生能源電量占比較低的省份，現貨電價以火電邊際出清為主，風光搭便車效應更加明顯。在較成熟的第一批現貨試點省份中，廣東風光按照“基數電量+現貨偏差結算”全電量參與市場，目前按實際上網電量 90%確定基數電量，其執行不含補貼的批復上網電

63、價；山東未參與中長期的風光機組按預測出力10%參與現貨市場。5、風風險險提提示示煤價大幅波動：煤價大幅波動影響火電邊際報價，進而影響現貨市場價格；電價政策風險：長協與現貨電量簽訂比例、定價機制等政策變動影響電價；清潔能源裝機增長：風光機組大規模并網影響現貨市場定價；來水大幅波動：水電發電量大幅波動影響現貨市場定價；宏觀經濟風險：宏觀經濟與電力需求、體制改革、基礎設施建設等均高度相關，經濟運行波動造成多環節影響。請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-17-行行業業跟跟蹤蹤報報告告6、附附錄錄-電電力力市市場場化化改改革革復復盤盤&各各電電源源定定價價機機制

64、制相關外發報告資料：火電行業投資手冊均值回歸之路，曲折中前進。新型電力體系電價篇：四類電價機制多層次互補，適應新型電力體系變化新型電力體系綠色市場篇：風險與機遇并存，靜待政策拐點2024 年公用環保年度投資策略企穩預期明朗，看好估值上行公用環保行業 2024 中期策略報告：擁抱電改的紅利，擁抱確定性隨隨著著電電力力市市場場化化改改革革的的推推進進，未未來來電電價價將將由由四四個個部部分分組組成成：電電能能量量價價值值（傳傳統統意意義義上上的的上上網網電電價價）、容容量量價價值值、靈靈活活性性價價值值、綠綠色色價價值值等等。其中，電能量為電力市場的基本標的，其價值即每發一度電所獲收益，反映電能量

65、供需關系；容量反映電力體系的充裕性，其價值體現為托底保供機組提供備用容量的成本；靈活性價值在輔助服務市場中體現，在新能源機組出力不穩定情況下解決實時電力的不平衡問題；綠色價值即綠電溢價，如綠電、綠證交易價格等。前兩者將已有電價體系拆分得更細，分別與可變成本和固定成本相關，后兩者為未來因綠電不穩定性和清潔性而增加的系統額外費用。圖圖 27、電電力力價價值值分分類類市市場場化化電電力力價價值值電電能能量量市市場場容容量量市市場場輔輔助助服服務務市市場場每每發發一一度度電電的的收收益益，通通過過中中長長期期、現現貨貨電電能能量量交交易易，是是電電價價主主要要部部分分體體現現為為電電力力系系統統供供應

66、應容容量量充充裕裕度度，促促進進回回收收固固定定發發電電成成本本，激激勵勵電電源源建建設設投投資資解解決決實實時時電電力力的的不不平平衡衡問問題題，保保障障電電力力體體系系靈靈活活性性電電能能量量價價值值綠綠色色價價值值容容量量價價值值靈靈活活性性價價值值綠綠色色市市場場綠綠電電產產品品的的溢溢價價，如如綠綠電電、綠綠證證資料來源：中國能源網，中國電力，電工技術學報，電力容量成本回收機制建設路徑探討，朗新研究院，興業證券經濟與金融研究院整理復復盤盤：煤煤電電上上網網電電價價（電電能能量量價價格格）機機制制復復盤盤：從從“計計劃劃”到到“市市場場”電電改改持持續續深深化化，煤煤電電上上網網電電價

67、價轉轉由由市市場場形形成成。2019 年 10 月，國家發改委發布關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見，明確我國煤電上網電價自2020 年 1 月起改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，標志著運行 15 年的標桿電價機制落幕。2021 年 10 月，發改委提出燃煤發電電量原則上 100%進入電力市場，且將交易價格浮動范圍擴大至上下浮動原則上不超過 20%（其中高耗能企業市場交易電價不受上浮 20%限制、電力現貨價格不受上述幅度限制），火電市場化程度得以大幅提升。請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-18-行行業業跟跟蹤蹤報報告告圖圖 28、

68、我我國國上上網網電電價價變變遷遷史史“標桿電價”，政府部門對新投產發電機組按發電類型，分地區核定上網電價電網提供交易平臺，收購售差價2004年以前保障居民、農業用電的低價機組外，全部通過市場競爭形成上網電價電電力力市市場場化化改改革革前前電電力力市市場場化化改改革革后后2004年年以以前前上網電價 政府定價 銷售電價發電企業電網平臺用戶售電購電售電購電“一廠一價”，政府部門對每個發電廠進行單獨定價發電企業用戶售電公司用戶買賣雙方協商，競價形成電價電網提供結算平臺，收輸配電價2004年年至至2019年年電電力力市市場場建建立立后后電網平臺售電購電售電購電資料來源：國家電網，北極星分布式光伏，興業

69、證券經濟與金融研究院整理表表 4、政政策策逐逐步步構構建建多多層層次次統統一一電電力力市市場場體體系系時時間間發發文文單單位位政政策策名名稱稱重重要要相相關關內內容容2002 年 2 月國務院電力體制改革方案確定“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”的原則2004 年 4 月國家發改委關于進一步疏導電價矛盾規范電價管理的通知對同一地區新投產的同類機組(按水電、火電、核電、風電等分類)，原則上按同一價格水平核定上網電價；對對安安裝裝脫脫硫硫環環保保設設施施的的燃燃煤煤電電廠廠，其其環環保保投投資資、運運行行成成本本按按社社會會平平均均水水平平計計入入上上網網電電價價，標標準準由由我我委委統統

70、一一核核定定公公布布。2004 年 12 月國家發改委關于建立煤電價格聯動機制的意見根據煤炭價格與電力價格的傳導機制，建立上網電價與煤炭價格聯動的公式。原原則則上上以以不不少少于于 6 個個月月為為一一個個煤煤電電價價格格聯聯動動周周期期。若若周周期期內內平平均均煤煤價價比比前前一一周周期期變變化化幅幅度度達達到到或或超超過過 5%，相相應應調調整整電電價價；如變化幅度不到 5%，則下一周期累計計算，直到累計變化幅度達到或超過 5%，進行電價調整。2015 年 3 月國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見確定“管住中間、放開兩頭”的體制架構，有序放開輸配以外的競爭性環節電價。提出區分競爭性

71、和壟斷性環節，在發電側和售電側開展有效競爭，培育獨立的市場主體。2019 年 10 月國家發改委關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見將將現現行行燃燃煤煤發發電電標標桿桿上上網網電電價價機機制制改改為為“基基準準價價+上上下下浮浮動動”的的市市場場化化價價格格機機制制?；鶞蕛r按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮浮動動幅幅度度范范圍圍為為上上浮浮不不超超過過10%、下下浮浮原原則則上上不不超超過過 15%。2021 年 10 月國家發改委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知明確燃燃煤煤發發電電的的電電量量原原則則上上要要全全部部進進入入電電力力市市場場，同時擴大市場交易電價上

72、下浮動范圍，擴擴大大為為上上下下浮浮動動原原則則上上均均不不超超過過 20%，高高耗耗能能企企業業市市場場交交易易電電價價不不受受上上浮浮 20%限限制制，電電力力現現貨貨價價格格不不受受上上述述幅幅度度限限制制。2022 年 1 月國家發改委、國家能源局關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見加快建設全國統一電力市場體系，實現電力資源在更大范圍內共享互濟和優化配置，提升電力系統穩定性和靈活調節能力，推動形成適合中國國情、有更強新能源消納能力的新型電力系統資料來源：國務院，國家發改委，國家能源局，興業證券經濟與金融研究院整理2004-2019 年年：“燃燃煤煤發發電電標標桿桿上上網網電電價價

73、+煤煤電電價價格格聯聯動動”機機制制2004 年 4 月，發改委印發關于進一步疏導電價矛盾規范電價管理的通知，明確同一地區新投產的同類機組，應依據其平均成本制定同一核定上網電價（通常與當地煤炭采購成本、其他電源供給情況、經濟水平相關）；其中脫硫機組電價包括其環保投資、運行成本。同年 12 月，發改委提出以煤電聯動機制為基礎對電價進行調整，聯動周期內平均煤價環比變化幅度達到或超過 5%時相應調整電價。請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-19-行行業業跟跟蹤蹤報報告告圖圖 29、各各省省燃燃煤煤基基準準電電價價（元元/千千瓦瓦時時，含含增增值值稅稅）資料來

74、源：北極星售電網，興業證券經濟與金融研究院整理備注：各省燃煤基準電價為最新數據標桿電價機制對于降低發電企業成本、疏導煤電價格矛盾起到了一定促進作用。但隨著電改不斷推進，其弊端日漸凸顯：由于標桿電價仍以政府定價為主，且煤電聯動調價周期過長導致機制彈性不足，標桿電價難以及時、準確地反映電力市場供求變化、燃煤發電成本變化，市場化電價機制應時而生。2019 年年至至今今：“基基準準價價+上上下下浮浮動動”市市場場化化機機制制2019 年起，我國煤電上網電價增添上下浮動部分，其為市場主體自愿交易的結果，而非政府調價行為，既能有效反映電力生產成本及電力需求彈性，亦具備較強時效性。在電力供需關系趨緊的背景下

75、，近兩年我國多地市場電價明顯上浮。表表 5、2024 年年前前 8 月月各各省省電電網網企企業業代代理理購購電電價價格格（元元/度度）省省份份代代理理購購電電價價格格燃燃煤煤基基準準電電價價近近 8 月月均均值值較較基基準準電電價價浮浮動動比比例例24-1 月月24-2 月月24-3 月月24-4 月月24-5 月月24-6 月月24-7 月月24-8 月月24 年年 1-8月月平平均均海南0.51580.50830.50560.50530.50530.50530.50530.50530.50700.429817.97%貴州0.41860.40850.40910.40900.40640.412

76、60.41120.40990.41070.351516.83%重慶0.48320.48340.43930.44470.44530.43730.46820.49160.46160.396416.46%河北-不滿 1 千伏0.41580.44580.42140.43280.42240.41090.40100.42490.42190.364415.77%青海0.29910.34020.28340.27780.24240.24180.21210.20110.26220.227715.16%浙江0.48400.47340.48040.48630.48390.47370.47400.46670.47780

77、.415315.05%江蘇0.45900.44730.43620.44000.44340.45500.45540.45570.44900.391014.83%寧夏0.28450.29290.32520.28610.30500.29260.29670.29230.29690.259514.42%上海0.42970.45900.46790.52400.47930.48050.47670.48310.47500.415514.33%陜西0.39870.40330.40620.40470.39240.40550.41230.41320.40450.354514.11%山東0.46210.46480.4

78、7190.47230.46610.39220.43820.43050.44980.394913.89%安徽0.43640.43680.43680.43850.43650.43650.43700.43700.43690.384413.67%江西0.48110.47540.47170.46500.46660.46640.47020.46830.47060.414313.58%天津0.42070.41240.40380.41020.40560.40900.41620.41550.41170.365512.63%吉林0.42130.42180.43000.43220.41500.40770.41780

79、.41290.41980.373112.53%遼寧0.42450.44530.41700.42140.41280.41500.39780.43850.42150.375712.20%福建0.43860.42760.42960.44480.44120.45000.44140.44520.43980.393211.85%廣東0.50230.50750.51690.51430.51670.48970.49120.50750.50580.453011.65%北京0.40990.39930.39880.39700.39480.39890.40920.40480.40160.359811.62%湖北0.4

80、7620.46580.46510.45610.44960.44650.43150.44500.45450.41619.22%請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-20-行行業業跟跟蹤蹤報報告告河南0.41230.40910.41680.41170.41130.41170.41170.41190.41200.37799.03%黑龍江0.40440.40440.40440.40440.40440.40440.40440.40440.40440.37408.13%山西0.35000.36010.36020.34550.34660.36540.37110.356

81、30.35690.33207.50%蒙西0.29530.29040.30170.29960.29950.28410.2971/0.29540.28294.41%湖南0.45520.47940.47450.45310.45580.45400.47320.47760.46530.45003.41%甘肅0.32190.35850.34850.31870.31680.28270.27730.27880.31290.30781.66%四川0.45690.47540.47670.48400.39700.27890.25880.26050.38600.4012-3.78%廣西-單一制0.42160.4853

82、0.46220.44190.41800.34560.28810.31830.39760.4207-5.49%新疆0.26070.25170.24880.23110.22760.21990.25510.23500.24120.2595-7.04%蒙東0.26270.27560.24070.22340.26080.27190.28880.29050.26430.3035-12.92%云南0.31360.29220.28310.29860.28670.22490.19370.20390.26210.3358-21.95%資料來源：北極星售電網，興業證券經濟與金融研究院整理分分時時電電價價與與市市場場

83、交交易易機機制制銜銜接接加加強強，各各地地峰峰谷谷價價差差逐逐步步擴擴大大。分時電價指各地根據其電力系統供需關系、邊際供電成本水平，對各時段分別制定不同電價，以引導電力用戶削峰填谷、提升電能利用效率。2021 年 7 月，發改委下發關于進一步完善分時電價機制的通知，提出合理拉大峰谷電價價差，加強與電力市場銜接，要求電力現貨市場尚未運行的地方，中長期交易電價亦需執行峰谷電價機制。隨后多數省份陸續出臺新版分時電價政策，尖、峰電價時區以及峰谷價差均有所擴大。表表 6、分分時時電電價價種種類類類類型型峰峰谷谷分分時時季季節節性性分分時時豐豐枯枯分分時時分時標準每日按時點分每年按季節分每年按來水量分特點

84、白天、傍晚價格高夜間價格低嚴冬、酷暑價格高春秋兩季價格低雨季、汛期價格低其他時節價格高實施范圍全國用電季節性差異較大的地區水電比重較大的地區資料來源：北極星分布式光伏，興業證券經濟與金融研究院整理圖圖 30、2022 年年、2023 年年全全國國電電網網代代購購電電最最大大峰峰谷谷價價差差情情況況（一一般般工工商商業業 10kV，元元/度度）資料來源：中關村儲能產業技術聯盟，興業證券經濟與金融研究院整理分分電電源源電電價價機機制制（1）火火電電電電價價機機制制：目目前前由由電電量量電電價價+容容量量電電價價+輔輔助助服服務務收收益益構構成成 請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披

85、露露和和重重要要聲聲明明-21-行行業業跟跟蹤蹤報報告告電電量量電電價價按時間維度可將其劃分為年長協、月長協、現貨：（1）年年長長協協電量占絕大部分，其定價總體參考“煤電聯動”機制，在各地燃煤發電基準電價的基礎上在上下 20%的區間內浮動，以煤價中樞預測為該部分電價浮動比例定調，輔以供需關系考量，總體采用鎖量鎖價的方式，明確各月年長協電量比例，企業的生產計劃穩定性較高；（2）月月長長協協也即月度交易價格，在上月末進行下月交易，定價邏輯在年長協電價的基礎上加大考慮電力供需關系的權重，調價周期較快；（3）現現貨貨交交易易為在部分電力市場化程度較高的省份（如廣東、山東、山西等地）已大范圍推廣，雖占比

86、仍較低但其量價彈性巨大，定價均隨行就市，受電力供需關系影響較大。容容量量電電價價2023 年 11 月 10 日，國家發改委、能源局聯合印發關于建立煤電容量電價機制的通知，自 2024 年 1 月 1 日起執行煤電兩部制電價，并明確煤電機組固定成本、各省補償比例以及分攤方式等。該政策的推出有利于為火電機組提供收益保障，尤其針對小型機組（煤耗整體更高）以及煤電利用率低下的機組（例如西南、東北地區），盈利穩定性的提升帶來公用事業化價值重塑。表表 7、容容量量電電價價重重要要政政策策梳梳理理時時間間發發布布單單位位文文件件名名稱稱主主要要內內容容2023.11國家發改委國家能源局關于建立煤電容量電價

87、機制的通知自 2024 年 1 月 1 日起建立煤電容量電價機制，對煤電實行兩部制電價政策。通知明確，對對合合規規在在運運的的公公用用煤煤電電機機組組實實行行煤煤電電容容量量電電價價政政策策，容容量量電電價價按按照照回回收收煤煤電電機機組組一一定定比比例例固固定定成成本本的的方方式式確確定定。其其中中，用用于于計計算算容容量量電電價價的的煤煤電電機機組組固固定定成成本本實實行行全全國國統統一一標標準準，為為每每年年每每千千瓦瓦 330 元元；2024-2025 年年，多多數數地地方方通通過過容容量量電電價價回回收收固固定定成成本本的的比比例例為為 30%左左右右，部分煤電功能轉型較快的地方適當

88、高一些；2026 年年起起，各各地地通通過過容容量量電電價價回回收收固固定定成成本本的的比比例例提提升升至至不不低低于于 50%。煤電容量電費納入系統運行費用，每月由工商業用戶按當月用電量比例分攤。正常在運情況下，煤煤電電機機組組無無法法按按照照調調度度指指令令（跨跨省省跨跨區區送送電電按按合合同同約約定定，下下同同）提提供供申申報報最最大大出出力力的的，月月內內發發生生兩兩次次扣扣減減當當月月容容量量電電費費的的 10%，發發生生三三次次扣扣減減 50%，發發生生四四次次及及以以上上扣扣減減 100%。最大出力未達標情況由電網企業按月統計，相應扣減容量電費。對自然年內月容量電費全部扣減累計發

89、生三次的煤電機組，取消其獲取容量電費的資格。2023.09國家發改委國家能源局電力現貨市場基本規則（試行）各?。▍^、市）/區域要按照國家總體部署，結合實際需要探索建立市場化容量補償機制，用于激勵各類電源投資建設、保障系統發電容量充裕度、調節能力和運行安全。開展現貨市場的地區，要做好市場限價、市場結算、發電成本調查等與容量補償機制的銜接。具具備備條條件件時時，可可探探索索建建立立容容量量市市場場。資料來源：國家發改委，國家能源局，興業證券經濟與金融研究院整理 請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-22-行行業業跟跟蹤蹤報報告告圖圖 31、2024-2025

90、 年年各各省省煤煤電電容容量量補補償償（元元/千千瓦瓦 年年，含含稅稅）圖圖 32、2024-2025 年年各各省省測測算算度度電電容容量量電電價價（元元/千千瓦瓦時時，含含稅稅）資料來源：國家發改委，興業證券經濟與金融研究院整理資料來源：國家發改委，中國電力知庫，興業證券經濟與金融研究院整理備注：根據 2022 年各省火電利用小時數，度電容量電價由各省單位機組容量補償額/單位火電機組上網電量測算圖圖 33、2026 年年起起各各省省煤煤電電容容量量補補償償（元元/千千瓦瓦年年，含含稅稅）圖圖 34、2026 年年起起各各省省測測算算度度電電容容量量電電價價（元元/千千瓦瓦時時，含含稅稅）資料

91、來源：國家發改委，興業證券經濟與金融研究院整理資料來源：國家發改委，中國電力知庫，興業證券經濟與金融研究院整理備注：根據 2022 年各省火電利用小時數，度電容量電價由各省單位機組容量補償額/單位火電機組上網電量測算輔輔助助服服務務收收益益2024 年 2 月國家發改委進一步統一輔助服務市場定價機制、疏導規則，各省推進速度有望加快。2023 年上半年我國輔助服務費用共 278 億元，占總上網電費 1.9%，其中火電獲補償 254 億元，占比 91.4%。參考國際經驗，國家能源局提出輔助服務費用一般占全社會電費 3%以上，疊加電力系統成本增加背景下綜合電價或有所提升、新能源持續并網提升調峰調頻等

92、需求，輔助服務市場規模有望擴大。請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-23-行行業業跟跟蹤蹤報報告告表表 8、輔輔助助服服務務重重點點政政策策梳梳理理時時間間地地區區/單單位位政政策策文文件件主主要要內內容容2024.02國家發改委國家能源局關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知1）調調峰峰：調峰服務價格上限原則上不高于當地平價新能源項目的上網電價；調調頻頻：調頻性能系數由調節速率、調節精度、響應時間三個分項參數乘積或加權平均確定，分項參數以當地性能最優煤電機組主機對應的設計參數為基準折算，原則上性能系數最大不超過 2，調頻里程出清價格上限不超過每千

93、瓦 0.015 元；備備用用：原則上價格上限不超過當地電能量市場價格上限。2）電電力力現現貨貨市市場場未未連連續續運運行行的的地地區區，原原則則上上不不向向用用戶戶側側疏疏導導輔輔助助服服務務費費用用；電電力力現現貨貨市市場場連連續續運運行行的的地地區區，符符合合上上述述要要求求的的調調頻頻、備備用用輔輔助助服服務務費費用用（不不含含提提供供輔輔助助服服務務過過程程中中產產生生的的電電量量費費用用），原原則則上上由由用用戶戶用用電電量量和和未未參參與與電電能能量量市市場場交交易易的的上上網網電電量量共共同同分分擔擔，分擔比例由省級價格主管部門確定。2023.9國家發改委國家能源局電力現貨市場基

94、本規則（試行）1）現貨市場起步階段，調頻、備用輔助服務市場與現貨市場可單獨出清；具備條件時，調頻、備用輔助服務市場與現貨市場聯合出清。2）現貨市場運行期間，已通過電能量市場機制完全實現系統調峰功能的，原則上不再設置與現貨市場并行的調峰輔助服務品種。3）現現貨貨市市場場運運行行地地區區，輔輔助助服服務務費費用用由由發發用用電電兩兩側側按按照照公公平平合合理理原原則則共共同同分分擔擔。2021.12國家能源局電力并網運行管理規定、電力輔助服務管理辦法1）進一步擴大輔助服務提供主體；2）強強調調按按照照“誰誰提提供供、誰誰獲獲利利；誰誰受受益益、誰誰承承擔擔”的的原原則則，確確定定補補償償方方式式和

95、和分分攤攤機機制制；3）建立用戶參與的電力輔助服務分擔共享新機制；4）新納入跨省跨區電力輔助服務機制。資料來源：國家能源局，國家發改委，北極星儲能網，興業證券經濟與金融研究院整理（2）水水電電電電價價機機制制：主主要要包包括括倒倒推推電電價價、市市場場化化電電價價、合合同同電電價價等等水水電電電電價價相相對對“一一廠廠一一價價”，主主要要機機制制包包括括倒倒推推電電價價（外外送送機機組組）、市市場場化化電電價價、合合同同電電價價等等。這里我們以雅礱江水電、華能水電、長江電力各電站的電價為例：表表 9、雅雅礱礱江江水水電電、華華能能水水電電、長長江江電電力力電電站站定定價價機機制制公公司司電電站

96、站消消納納途途徑徑電電價價機機制制雅雅礱礱江江水水電電錦官電站外送江蘇+本地消納+外送重慶640 萬千瓦送江蘇，上網電價按照落地端電價倒推240 萬千瓦留四川消納，參照省調機組價格水平進行清算200 萬千瓦送重慶二灘電站本地消納+外送重慶約 70%的電量留四川消納（部分市場化交易）約 30%的電量送重慶桐子林電站本地消納全部電量留四川消納（部分市場化交易）兩河口電站本地消納全部電量留四川消納，暫按 0.3766 元/度的臨時電價執行，枯水期電價上浮24.5%，豐水期電價下浮 24%。楊房溝電站外送江西通過雅中直流送往江西，尚未明確電價機制，按四川省內其他徑流式水電站電量消納方式暫估華華能能水水

97、電電瀾上電站送廣東根據購售電合同，瀾滄江上游水電站優先發電計劃電量為 236 億度，包含（1）保量保價電量 200 億度，上網電價 0.3 元/度（含稅）；（2）保量競價電量為36 億度，上網電價參照廣東省內當月市場化交易電量（包括年度長協和月度競價）的加權平均降幅確定。超過年度優先發電計劃電量的上網電量全部認定為市場化交易電量。其余電站網對網送廣東、廣西（1）送廣東：網對網送電落地電價不高于廣東省燃煤基準價，目前按 0.453元倒推，扣除輸配電價、線損后云南側上網電價為 0.2408 元?？蚣芡馍暇W電量通過市場化形成，按照南方區域跨省跨區電力市場交易規則形成。（2）送廣西：落地電價按照廣西燃

98、煤基準價與省級電網平均購電價孰低原則確定，且不低于 0.35 元/度。2022 年按 0.362 元倒推，扣除超高壓輸配電價、線損、省內輸配電價后云南側上網電價為 0.2025 元。請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-24-行行業業跟跟蹤蹤報報告告云南省內市場交易通過參與市場化交易形成上網電價。價格水平：2022 年平均售方成交價 0.223元/千瓦時，較 2021 年上漲 2.04 分/度。長長江江電電力力三峽枯水期華中留 52%電量，其余外送華東及廣東購售電合同，電價確定性較高葛洲壩華東、華中區域購售電合同，電價確定性較高溪洛渡枯水期留云川 30%

99、電量，其余外送浙江、廣東購售電合同，電價確定性較高向家壩留云川 30%電量，其余外送上海購售電合同，電價確定性較高烏東德枯水期 100 億千瓦時留云川，其余送廣東、廣西留存云南的上網電價為當月省內市場化交易平均價格，留存四川上網電價為核定電價（0.2452 元/度）。外送電采取落地端倒推機制（廣東優先發電計劃電量分為保量保價和保量競價，保量保價電量落地電價為 0.421 元/度，倒推至上網側為 0.3132 元/度，保量競價電量落地電價通過市場化方式形成；送廣西優先發電計劃電量落地電價為 0.35 元/度，倒推至上網側為 0.2543 元/度）。除上述優先發電計劃外，烏東德水電站還存在部分電量

100、參與市場化競價的情形。白鶴灘枯水期 100 億千瓦時留云川，其余送浙江、江蘇、江西留存云南的上網電價為當月省內市場化交易平均價格，留存四川上網電價為核定電價（0.2452 元/度）。外送電采取落地端倒推機制（送電江西落地電價為 0.325 元/度，倒推至上網側為 0.2111 元/度；送電浙江落地電價為 0.4203元/度，倒推至上網側為 0.314 元/度；送電江蘇落地電價為 0.4388 元/度）。資料來源：公司公告，國投電力 2022 年半年度業績說明會，央視網，華能水電投資者手冊，長江電力價值手冊（2021 版），國家發改委，江蘇省發改委，中國能源報，興業證券經濟與金融研究院整理備備注

101、注：均均基基于于已已披披露露現現有有合合同同，如如有有合合同同更更新新以以官官方方披披露露為為準準，以以上上內內容容僅僅供供參參考考。（3）風風光光電電價價機機制制：保保障障性性收收購購與與市市場場化化交交易易并并行行，市市場場化化比比例例逐逐年年提提升升入入市市前前：風風光光補補貼貼逐逐步步退退坡坡，2021 年年起起進進入入平平價價時時代代一方面，隨著風光上網電量規模不斷增加，盡管可再生能源附加征收標準自 2012年 0.008 元/度（非居民用電）逐步上調至 2016 年 0.019 元/度，因綠電電量增速遠高于售電量增速，可再生能源發展基金出現資金缺口，2020 年綠電“搶裝潮”后當年

102、底補貼缺口突破 3000 億元，2021 年補貼拖欠規模擴大至約 4000 億元。另一方面，隨著綠電技術進步，風光度電成本均迅速下降，2011-2022 年分別下降 0.35、1.61 元/千瓦時?？紤]到項目合理收益水平，我國風光補貼逐年退坡，陸風、光伏項目于 2021 年起、海風項目于 2022 年起平價上網（電價按各地燃煤基準電價）。請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-25-行行業業跟跟蹤蹤報報告告圖圖 35、我我國國風風電電電電價價政政策策演演變變（元元/千千瓦瓦時時）（以以并并網網年年份份確確定定）資料來源：iFinD，國家能源局，北極星風力發

103、電網，興業證券經濟與金融研究院整理圖圖 36、我我國國光光伏伏電電價價政政策策演演變變（元元/千千瓦瓦時時）（以以并并網網年年份份確確定定）資料來源：iFinD，國家能源局，興業證券經濟與金融研究院整理入入市市后后：保保障障性性收收購購規規模?？s縮減減，市市場場化化交交易易為為大大勢勢所所趨趨目目前前綠綠電電通通過過保保障障性性收收購購和和市市場場化化交交易易兩兩種種方方式式消消納納。2024 年 3 月，國家發改委發布全額保障性收購可再生能源電量監管辦法，明確可再生能源上網電量包括保障性收購電量和市場交易電量。1）保障性收購，政府對保障性利用小數以內的電量以標桿電價“保量保價”收購；2）市場

104、化交易，收益結構為電能量價格+環境價值-消納成本。綠電參與市場化交易包括常規市場化交易和綠電市場化交易，前者與常規電力同臺競價實現電能量價值，并以綠證實現環境價值，后者為僅供綠電參與的具有環境溢價的交易方式，可同步兌現電能量與環境價值（國內綠電環境溢價集中在 2-3 分/千瓦時）。請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-26-行行業業跟跟蹤蹤報報告告圖圖 37、平平價價階階段段綠綠電電交交易易模模式式資料來源：國家發改委，興業證券經濟與金融研究院整理隨著各省保障性利用小時數下降，我國綠電市場化交易規模穩步提升。2022 年新能源市場化交易電量為 3465

105、億千瓦時，占綠電總發電量 38.4%，2023 年交易規模升至 6845 億千瓦時、同比+97.5%，占綠電總發電量 47.3%、同比+8.9pct。2022年 1 月國家發改委、能源局關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見中提出，2030 年實現新能源全面參與市場交易。受風光出力特征帶來的消納瓶頸影響，各地綠電市場化電價較燃煤標桿存在不同程度折價（同時要承擔系統輔助服務費用）。圖圖 38、我我國國新新能能源源入入市市節節奏奏資料來源：中國能源報，人民日報，人民網，興業證券經濟與金融研究院整理（4）核核電電電電價價機機制制：部部分分核核準準電電價價，部部分分參參與與市市場場化化交交易易20

106、13 年年以以前前：“一一廠廠一一價價”。出于在發展初期對行業的鼓勵和保護，我國對2013 年以前開始商運的核電機組實行分別定價，上網電價由核電項目造價核算而出，核電企業建設控制成本的積極性較弱。2013 年年 7 月月：標標桿桿上上網網電電價價，對對標標煤煤電電“兩兩價價取取其其低低”。國家發改委關于完善上網電價機制有關問題的通知明確提出對新建核電機組實行標桿上網電價政策，核定全國核電標桿上網電價為每千瓦時 0.43 元（后由于增值稅率 請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-27-行行業業跟跟蹤蹤報報告告下調至 13%，故全國核電標桿上網電價相應下調至

107、 0.4153 元/千瓦時（含稅）。若全國核電標桿上網電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價的地區，新建核電機組投產后執行當地燃煤機組標桿上網電價。2015 年年-2017 年年：逐逐步步引引入入市市場場化化電電價價。國家發改委、國家能源局指出“新核準的核電等機組除根據相關政策安排一定優先發電計劃外，應積極參與電力市場交易”。2021 年年起起：2021 年國家發改委發布關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知，提出全部燃煤發電原則上全部進入電力市場，通過“基準價+上下浮動”機制形成上網電價，同時將上下浮動區間拓展至 20%。這使得參與市場化交易的核電盈利空間有進一步提升的可能。圖圖

108、 39、我我國國核核電電電電價價機機制制演演變變過過程程2013年年2015年年2017年年2019年年2021年年“一一廠廠一一價價”上網電價由核電建設成本核算而出標標桿桿電電價價標標桿桿上上網網+市市場場化化交交易易電電價價市市場場化化交交易易上上浮浮區區間間由由10%增增至至20%全國核電標桿上網電價為0.43元/千瓦時優先發電權計劃由電網消納按照標桿電價保障性收購，保障外電量通過市場化交易進行消納資料來源：國家發改委，國家能源局，中國政府網，興業證券經濟與金融研究院整理 請請務務必必閱閱讀讀正正文文之之后后的的信信息息披披露露和和重重要要聲聲明明-28-行行業業跟跟蹤蹤報報告告分分析析

109、師師聲聲明明本人具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格并登記為證券分析師，以勤勉的職業態度，獨立、客觀地出具本報告。本報告清晰準確地反映了本人的研究觀點。本人不曾因，不因，也將不會因本報告中的具體推薦意見或觀點而直接或間接收到任何形式的補償。投投資資評評級級說說明明投投資資建建議議的的評評級級標標準準類類別別評評級級說說明明報告中投資建議所涉及的評級分為股票評級和行業評級（另有說明的除外）。評級標準為報告發布日后的12個月內公司股價（或行業指數）相對同期相關證券市場代表性指數的漲跌幅。其中：滬深兩市以滬深300指數為基準；北交所市場以北證50指數為基準；新三板市場以三板成指為基準；香港市

110、場以恒生指數為基準；美國市場以標普500或納斯達克綜合指數為基準。股票評級買入相對同期相關證券市場代表性指數漲幅大于15%增持相對同期相關證券市場代表性指數漲幅在5%15%之間中性相對同期相關證券市場代表性指數漲幅在-5%5%之間減持相對同期相關證券市場代表性指數漲幅小于-5%無評級由于我們無法獲取必要的資料，或者公司面臨無法預見結果的重大不確定性事件，或者其他原因，致使我們無法給出明確的投資評級行業評級推薦相對表現優于同期相關證券市場代表性指數中性相對表現與同期相關證券市場代表性指數持平回避相對表現弱于同期相關證券市場代表性指數信信息息披披露露本公司在知曉的范圍內履行信息披露義務?？蛻艨傻卿?/p>

111、 內幕交易防控欄內查詢靜默期安排和關聯公司持股情況。使使用用本本研研究究報報告告的的風風險險提提示示及及法法律律聲聲明明興業證券股份有限公司經中國證券監督管理委員會批準，已具備證券投資咨詢業務資格。本報告僅供興業證券股份有限公司（以下簡稱“本公司”）的客戶使用，本公司不會因接收人收到本報告而視其為客戶。本報告中的信息、意見等均僅供客戶參考，不構成所述證券買賣的出價或征價邀請或要約，投資者自主作出投資決策并自行承擔投資風險，任何形式的分享證券投資收益或者分擔證券投資損失的書面或口頭承諾均為無效，任何有關本報告的摘要或節選都不代表本報告正式完整的觀點，一切須以本公司向客戶發布的本報告完整版本為準。

112、該等信息、意見并未考慮到獲取本報告人員的具體投資目的、財務狀況以及特定需求，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦?？蛻魬攲Ρ緢蟾嬷械男畔⒑鸵庖娺M行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特定需求，必要時就法律、商業、財務、稅收等方面咨詢專家的意見。對依據或者使用本報告所造成的一切后果，本公司及/或其關聯人員均不承擔任何法律責任。本報告所載資料的來源被認為是可靠的，但本公司不保證其準確性或完整性，也不保證所包含的信息和建議不會發生任何變更。本公司并不對使用本報告所包含的材料產生的任何直接或間接損失或與此相關的其他任何損失承擔任何責任。本報告所載的資料、意見及推測僅反映本公司于發布本報告

113、當日的判斷，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可升可跌，過往表現不應作為日后的表現依據；在不同時期，本公司可發出與本報告所載資料、意見及推測不一致的報告；本公司不保證本報告所含信息保持在最新狀態。同時，本公司對本報告所含信息可在不發出通知的情形下做出修改，投資者應當自行關注相應的更新或修改。除非另行說明，本報告中所引用的關于業績的數據代表過往表現。過往的業績表現亦不應作為日后回報的預示。我們不承諾也不保證，任何所預示的回報會得以實現。分析中所做的回報預測可能是基于相應的假設。任何假設的變化可能會顯著地影響所預測的回報。本公司的銷售人員、交易人員以及其他專業人士可能會依據不同假設和

114、標準、采用不同的分析方法而口頭或書面發表與本報告意見及建議不一致的市場評論和/或交易觀點。本公司沒有將此意見及建議向報告所有接收者進行更新的義務。本公司的資產管理部門、自營部門以及其他投資業務部門可能獨立做出與本報告中的意見或建議不一致的投資決策。本報告并非針對或意圖發送予或為任何就發送、發布、可得到或使用此報告而使興業證券股份有限公司及其關聯子公司等違反當地的法律或法規或可致使興業證券股份有限公司受制于相關法律或法規的任何地區、國家或其他管轄區域的公民或居民，包括但不限于美國及美國公民（1934 年美國證券交易所第 15a-6 條例定義為本主要美國機構投資者除外）。本報告的版權歸本公司所有。

115、本公司對本報告保留一切權利。除非另有書面顯示，否則本報告中的所有材料的版權均屬本公司。未經本公司事先書面授權，本報告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷貝、復印件或復制品，或再次分發給任何其他人，或以任何侵犯本公司版權的其他方式使用。未經授權的轉載，本公司不承擔任何轉載責任。特特別別聲聲明明在法律許可的情況下，興業證券股份有限公司可能會持有本報告中提及公司所發行的證券頭寸并進行交易，也可能為這些公司提供或爭取提供投資銀行業務服務。因此，投資者應當考慮到興業證券股份有限公司及/或其相關人員可能存在影響本報告觀點客觀性的潛在利益沖突。投資者請勿將本報告視為投資或其他決定的唯一信賴依據。興興業業證證券券研研究究上上 海海北北 京京深深 圳圳地址：上海浦東新區長柳路36號興業證券大廈15層郵編：200135郵箱：地址：北京市朝陽區建國門大街甲6號世界財富大廈32層01-08單元郵編：100020郵箱：地址：深圳市福田區皇崗路5001號深業上城T2座52樓郵編：518035郵箱：