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。

风险提示：煤价大幅波动、电价政策风险、清洁能源装机增长、来水大幅波动、宏观经济风险

目 录

1、我国电力市场交易体系回顾.......... - 4 -

2、中长期与现货合同如何衔接？现货核心定价因素为何？..........- 5 -

3、各省现货市场运行如何展望？.......... - 8 -

4、目前市场对电价的主要关注点（讨论基于供需相对平衡的市场）..........- 14 -

5、风险提示..........- 16 -

6、附录---电力市场化改革复盘&各电源定价机制..........- 17 -

因篇幅限制，仅展示部分，更多重要内容、核心观点，请下载报告。