电力现货市场的加速推进是2025年电改的重要方向。山西证券电力年度策略报告指出，山东、山西、甘肃、广东四省现货市场已转正，福建、浙江、湖北等省进入连续结算试运行。《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》明确2029年全国统一电力市场全面建成。火电在现货市场博弈中具备优势，结算价通常较燃煤基准价有溢价。本文基于山西证券报告，深度解析电力现货市场推进对火电企业的积极影响。
现货市场进程提速——四省已转正，2029年全国统一市场将建成
自2017年起我国开始电力现货市场建设，第一批8个试点（山西、广东、山东、甘肃、蒙西、浙江、福建、四川），第二批6个（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）。截至2025年1月，现货市场已转正的省份为山东、山西、甘肃、广东；连续结算试运行省份为福建、浙江、湖北、蒙西、安徽、陕西；长周期结算试运行省份为河北南网、江苏、河南、辽宁、四川。
《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》明确2025年初步建成全国统一电力市场，2029年全面建成，2035年完善提升。现货市场核心在于更精准反映电力供需信息，优化电力资源配置，引入竞争机制出清高成本市场主体。
火电现货结算价较基准价溢价——2023年数据验证优势
从发电层面，火电相较于其他电源具备更高的调节灵活性，能够在高价时段多发电、低价时段少发电，灵活调整发电策略应对价格变化。从价格形成结果层面，火电现货结算价通常较燃煤基准价具备溢价，而风电及光伏则折价交易。
2023年山东、甘肃、蒙西、山西现货市场结算均价分别为347、310、631、353元/兆瓦时。山西火电年度均价272.99元/兆瓦时，较整体均价247.73溢价25.26元；山东火电均价287.83元/兆瓦时，较整体均价216.57溢价71.26元；蒙西火电均价453.47元/兆瓦时，较整体均价231.42溢价222元。火电在现货市场中相对新能源具备明显溢价优势。
新能源参与现货市场方式转变——报量报价促进电价发现
2024年12月各省发布2025年电力市场交易方案，更多地区逐步允许多类新型主体进入现货市场，对于发电侧新能源及新型主体参与方式由报量不报价转向报量报价或自主选择。目的为促进电价发现，间歇性利好长期新能源消纳及供需平衡。
从2023年数据看，光伏及风电度电结算价格均低于整体平均价及燃煤基准价。山西光伏年度均价247.73元/兆瓦时（较基准价低84.27元）、风电272.99元（低59.01元）；山东光伏216.57元（低178.33元）、风电287.83元（低107.07元）。新能源在现货市场中的折价交易进一步凸显火电的相对经济性。
现货市场推进利好火电——辅助服务收入有望持续提升
火电在现货市场中的调节灵活性优势将持续体现。随着现货市场从试点向全国铺开，火电不仅可通过现货溢价获得更高电量收入，还可通过辅助服务获取额外补偿。2023年上半年我国电力辅助服务费用共278亿元，火电企业获得补偿254亿元（占比91.4%），其中调峰补偿占60%、调频占19.4%。我国辅助服务收入占上网电费仅1.9%，较欧美成熟市场（美国PJM 2.5%、英国8%）仍有较大提升空间。
建议关注充分受益电力市场改革的全国性电厂国电电力、华电国际，以及区域优势显著的长三角火电公司皖能电力、申能股份、浙能股份。
2023年电力现货市场结算价格对比（元/兆瓦时）| 省份 | 燃煤基准价 | 整体均价 | 火电均价 | 风电均价 | 光伏均价 |
|---|
| 山西 | 332 | 247.73 | 272.99 | 272.99 | 247.73 |
| 山东 | 394.9 | 216.57 | 287.83 | 287.83 | 216.57 |
| 蒙西 | 282.9 | 231.42 | 453.47 | 453.47 | 438.67 |
