长城证券产业金融研究院报告指出，电力现货市场建设正全面加速推进。截至2024年9月底，全国33个省级电力市场中29个启动现货市场建设（占比88%），山西、广东、山东、甘肃及省间市场已正式运行。省间电力现货市场于2024年10月15日正式运行，累计交易电量超880亿千瓦时（清洁能源占比超44%）。2025年大部分省份有望正式运行电力现货市场，价格发现功能将深刻影响各电源盈利格局，火电与大型水电受益，绿电尤其是光伏电价承压。
省级现货市场建设——29省启动，5地区正式运行
电力现货市场自2017年试点以来，推进节奏显著慢于中长期交易。截至2024年9月底，全国33个省级电力市场中29个启动现货市场建设（占比88%）。正式运行地区：山西、广东、山东、甘肃及省间市场（5个）。连续结算试运行：蒙西、浙江、湖北（3个）。按周期结算试运行：福建、四川、江苏、安徽、辽宁、河南、冀南、陕西、南方区域（9个）。结算试运行：江西、宁夏、重庆、湖南、广西、贵州、海南、云南（8个）。调电/模拟试运行：上海、天津、吉林、黑龙江、青海、新疆（6个）。未开展：北京、冀北、蒙东、西藏（4个）。2025年大部分省份有望正式运行，蒙西即将转入正式运行。
省间现货市场——正式运行，累计交易880亿度
省间电力现货市场于2022年1月启动试运行，2024年10月15日正式运行，是全国统一电力市场的重要组成部分。截至目前，省间电力市场交易主体超6000个，涵盖多类型发电主体，累计交易电量超880亿千瓦时（清洁能源占比超44%）。省间现货市场正式运行将更好促进新能源消纳，提升跨省区电力资源配置效率。省间交易规模扩大将利好新能源资源丰富省份（优质绿电资源外送，提升消纳与经济性）、用电紧张受端省份（外送电增加，降低用能成本），并刺激特高压等跨省送电设备投资。区域市场方面，南方区域电力市场按周期结算试运行，京津冀、长三角加快推进，华中开展前期研究。
现货市场价格发现功能——不同电源影响分化
现货市场运行后，价格发现功能将使电价更清晰反映不同时间、不同地点的电力供需情况。对火电而言，作为可调节电源，其稀缺性价值可更好兑现，在供需紧张时段有望获得超额收益，叠加容量电价和辅助服务费用，综合结算电价（交易电价+度电容量电费+度电辅助服务+其他）将更全面反映煤电价值。对大型水电而言，调节能力强，同样受益于现货市场的价格发现机制。对绿电而言，尤其是光伏，由于出力一致性高、波动性强，现货市场将导致电价明显承压。山西、山东等已开展市场化交易的省份，绿电电价普遍低于此前平价上网水平。但绿电价格优势将吸引更多用户及调节资源向其靠拢，增加消纳水平。2024年1-10月省内绿电交易电量7955亿千瓦时（同比+294%），绿证累计核发35.51亿个，绿电环境价值逐步兑现。
投资建议——火电价值重估，绿电短期承压
现货市场全面运行将加速电力行业商业模式重构。火电固定成本回收与电价解耦，容量电价回收固定成本比例将从2024-2025年的约30%提升至2026年起不低于50%，火电经营稳定性增强，行业盈利将由大亏大赚转变为稳定合理收益，估值有望抬升。建议关注华电国际（A+H）、华润电力（H）、国电电力、福能股份。绿电短期电价承压，但将引导行业理性投资，资金雄厚、运营能力更强的头部企业将开启并购整合。建议关注龙源电力（A+H）、三峡能源、中闽能源。核电不受现货市场直接冲击，基荷能源稀缺性持续提升，建议关注中国核电、中国广核、电投产融。
全国省级电力现货市场建设进度| 建设阶段 | 地区/区域 | 数量 |
|---|
| 正式运行 | 山西、广东、山东、甘肃；省间 | 4+1 |
| 连续结算试运行 | 蒙西、浙江、湖北 | 3 |
| 按周期结算试运行 | 福建、四川、江苏、安徽、辽宁、河南、冀南、陕西、南方 | 8+1 |
| 结算试运行 | 江西、宁夏、重庆、湖南、广西、贵州、海南、云南 | 8 |
| 调电/模拟试运行 | 上海、天津、吉林、黑龙江、青海、新疆 | 6 |
| 未开展 | 北京、冀北、蒙东、西藏 | 4 |
