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电力行业专题报告：从长协到现货，电价演绎怎么看？我国电力交易体系回顾：国内交易架构以市场为主、计划为辅；发电侧煤电 （全部入市）及风光水核等电源（部分入市）配套工商业用户交易，上网电 价竞价形成；小部分计划电源（低价）配套居民及农业用户交易，执行目录 电价。其中上网竞价为核心环节，其以长协电价为主、现货电价为辅。本文 主要探讨长协与现货合同衔接机制、现货定价因素及后续电价趋势展望。

长协与现货合同如何衔接：长协合同需按照典型负荷曲线分解至每日每时（按 统一或分时价格结算），现货市场弥补其与实际发用电曲线的电量偏差（按日 前及实时现货价格结算）；发电企业收益=长协合约收益+日前市场收益+实时 市场收益。其中长协电价以双边协商为主（各电源非同台竞价出清）；现货市 场采取边际电价机制（各电源同台竞价出清）

现货核心定价因素及各省运行情况：边际定价即最后一台满足需求的机组报 价（根据可变成本报价）为所有机组的成交价，故出清机组为影响现货电价 的核心因素，具体包括：1）电源结构：低可变成本机组（例如风光）电量占 比提升后，将高成本的边际机组挤出；2）煤炭成本：目前边际机组多为火电 且其可变成本主要为燃料，度电燃料成本波动影响边际报价；3）电力供需： 省内新增机组&外送电规模（尤其是低成本水电）以及电力需求（下游行业 需求、气温等）影响供需进而影响边际电价；4）机组竞争格局：若省内发电 行业格局分散，或加剧竞争影响边际机组报价（根据数据分析，浙江、上海 火电格局较集中、广东较分散）。现货市场运行方面，截至2024H1末山西、 广东、山东已转入正式运行，蒙西、甘肃、省间等进入连续结算试运行。2023 年及2024H1受市场煤价下行、风光电量占比快速提升等因素影响，多数省份 现货电价中枢下行；其中风光现货均价普遍低于市场均价50-200元/兆瓦时。

目前市场主要关注问题（基于供需相对平衡市场）：1）现货对长协价格的影 响：理论上长协与现货价差会动态收窄，但因长协可以锁价锁量减小市场风 险，或整体较现货均价存在部分溢价；且现货市场中各电源根据可变成本报 价，而国内容量电价暂未100%覆盖固定成本，故我们认为长协电价短期贴近 现货价的可能性较小。2）现货市场对不同电源的影响：由于风光出力高峰与 国内用电高峰错配，故其大发时现货出清机组通常以绿电为主（尤其在绿电 高占比区域），现货电价压力相对较大。对于火电机组，由于其谷段可购买低 价电履约长协进而套利、峰段出力具备边际定价权且为现货电价高点，故现 阶段现货价格压力相对较小；但考虑到其谷段通常仍需保持最小出力等实际 情况，火电现货收益需综合考虑峰谷价差及峰谷电量规模。3）综合电价是否 会大幅下降：短期看长协电量的签订比例要求较高（例如煤电90%），且其价 格以双边协商为主（多数地区火电竞争格局相对集中），与现货市场的集中出 清电价对比波动性较小；长期看，受风光电量提升影响，电量电价或中枢下 降，但由于绿电不稳定性及清洁性将提高系统额外费用，我们认为综合电价 下行的风险仍较低。4）新能源参与市场对电价的影响：多数地区风光参与市 场以长协价结算为主，虽然其双边协商价格通常较火电有一定折价且面临偏 差电量考核风险，但降幅不可直接参照现货电价；后续伴随绿电&绿证需求 提振释放环境溢价、政府授权合约等机制落地，风光综合电价有望企稳。