公用事业：广东更新市场交易机制 电价波动有望更加平滑

　　事件描述

    　　广东省能源局等发布《关于2025 年电力市场交易有关事项的通知》（以下简称通知）。

    　　事件评论

    　　增加售电侧套利成本，提高年度长协电量比重。通知表示，2025 年广东省电力市场规模约为6500 亿千瓦时，同比增长500 亿千瓦时，安排发电侧年度交易规模上限3800 亿千瓦时，同比增加600 亿千瓦时，年度长协电量占比预计将有所增加，价格稳定器作用将更加凸显。此外，通知表示若售电公司签订的年度交易电量少于其签约零售用户（含2024年底及2025 年中签约用户）的固定价格电量的，对差额电量超出该批用户实际用电量的10%部分，按年度交易均价与月度中长期交易综合价之差（为负置0）的0.6 倍计算批零结构不匹配考核费，相关考核费由全体市场购电用户按实际用电量比例分享。实际上2024年售电公司通过发售期间结构的不匹配，即同发电侧少签固定的年度合同，与用户侧多签高价的固定合同，同时采购低廉的月度及现货电价，获得丰厚的收益，2024 年上半年独立售电公司度电收益高达2.54 分，创历史新高。通过套利回收减少套利赔率，将有效限制售电公司套利动机，进而对售电谈判正本清源，调节平衡发售电侧利润合理分配。

    　　设置核电授权合约机制，淡化核电市场波动风险。电量方面，2025 年将安排岭澳(核准电价0.4143 元/千瓦时）、阳江核电（核准电价0.4153 元/千瓦时）年度市场化电量273 亿千瓦时，同比增长78 亿千瓦时。电价方面， 2024 年核电市场电价=核准电价+(1-85%)*(长协电价-0.463) ； 2025 年设立政府授权合约电量为市场化电量的90%，按照年月中长期交易均价（以下简称市场均价）与政府授权合约价之差（为负置0）对授权合约电量进行单向差价结算回收。当市场均价低于0.463 元/千瓦时，则核电机组按照核定上网电价与年月中长期市场交易均价较大值与市场参考价之差乘以系数0.85 执行变动成本补偿机制。即若市场均价高于核电核准电价但低于0.463 时，核电市场电电价=10%*市场均价+90%*(核电核准电价-(0.463-市场均价)*0.85)；若市场均价低于核电核准电价时，核电市场电电价=100%*市场均价-(0.463-核电核准电价)*0.85。整体来看，回收系数的设置在一定程度上缓解了市场电价波动对核电电价的影响，核电稳健收益属性依然明确。

    　　明确不同电压等级新能源入市比重，平稳推动新能源市场化交易。与2024 年几乎未明确新能源基数电量相比，通知表示2025 年220KV 以上的新能源电站按实际上网电量的70%安排基数电量，有序推动110KV 新能源电站按照实际上网电量的90%安排基数电量，对于2025 年起并网的集中式光伏原则上按实际上网电量的50%安排基数电量。通知通过对不同电压等级的新能源电站分类明确基数电量，将有利于新能源电价平稳运行，从而保障新能源收益率维持合理水平。

    　　投资建议：推荐关注火电运营商华润电力、福能股份、华电国际、国电电力、中国电力、华能国际和长三角煤电运营商；水电推荐长江电力、国投电力和华能水电；新能源三重底部共振背景下，行业投资长夜将明，推荐龙源电力、中闽能源、中国核电和三峡能源。

    　　风险提示

    　　1、电力供需存在恶化风险；

    　　2、煤炭价格出现非季节性风险。

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