电力体制改革持续深化，电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场加速推进。东北证券报告指出，安徽作为第二批电力现货市场试点省份之一，明年或转入正式运行；浙江已于2024年5月1日起进入长周期结算试运行。安徽电网代理购电价格436.99元/MWh（基准价上浮18.9%），浙江478.65元/MWh（上浮20.1%）。本报告从电价水平、现货市场进展、交易规则和市场化对火电盈利影响四个维度，深入分析安徽浙江电力市场的发展现状与趋势。
电价水平对比——浙江高于安徽，容量电费提升等效电价
2024年1-11月安徽电网代理购电价格平均值436.99元/MWh（最低436.38、最高438.48），基准价上浮20%为461.28元/MWh。加回煤电机组容量电费等效度电20元/MWh（按利用小时5000计算）后为456.99元/MWh，较基准价上浮18.9%，较2023年同期平均下降4.29元/MWh。
浙江电网代理购电价格平均值478.65元/MWh（最低466.7、最高488），基准价上浮20%为498.36元/MWh。加回容量电费20元/MWh后为498.65元/MWh，较基准价上浮20.1%，较2023年同期下降10.86元/MWh。浙江电价高出安徽约41.66元/MWh（含容量电费），反映浙江电力供需更为紧张，净输入电量占全省用电量27.2%（安徽为净输出省份）。
电力现货市场进展——浙江已试运行，安徽2025年有望转正
浙江作为我国首批电力现货市场试点省份，已于2024年5月1日起进入长周期结算试运行。截至2023年底，浙江电力市场注册用户超12.7万家，居国家电网公司系统首位。浙江大力推动第三方独立主体参与辅助服务市场，2021年在全国首次开展第三方辅助服务试点交易，引入储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体参与，2023年电力辅助服务市场实现常态化开市。
安徽作为我国第二批电力现货市场试点省份之一，根据《安徽电力中长期交易实施方案（2025年版）（征求意见稿）》，30万千瓦级及以上燃煤发电机组年度中长期交易合同电量不低于2024年全省平均合同利用小时（暂按4000小时）的80%，燃煤发电机组交易价格按照“基准价格+上下浮动”确定，上下浮动范围不超过20%。安徽明年或转入现货市场正式运行。现货市场运行后，火电企业可通过峰谷价差获取额外收益，辅助服务市场为调峰机组提供补偿。
H3：市场化交易对火电盈利的影响——现货溢价+容量电价双轮驱动
电力市场化改革对火电企业盈利的影响体现在三个层面。第一，现货市场峰谷价差——安徽晚高峰现货均价可达0.974元/度（全年均价的2倍），部分时段高达1.5元/度，火电企业可在高峰时段获取高额边际收益。浙江电力现货市场长周期试运行后，预计将逐步反映日内电力供需的峰谷差异。
第二，容量电价——目前安徽、浙江煤电机组容量电费均为100元/千瓦/年，按利用小时5000折算等效度电容量电价为20元/MWh，直接增厚火电企业收入。第三，辅助服务市场——调频、备用、黑启动等服务为火电提供额外收入来源。安徽已引入储能、虚拟电厂等新型主体参与辅助服务，浙江第三方辅助服务市场已常态化开市。
安徽浙江电力市场价格与市场化进展对比| 指标 | 安徽 | 浙江 |
|---|
| 电网代理购电均价（元/MWh） | 436.99 | 478.65 |
| 加回容量电费后等效电价（元/MWh） | 456.99 | 498.65 |
| 较基准价上浮幅度 | 18.9% | 20.1% |
| 电力现货市场进展 | 第二批试点，2025年或转正 | 首批试点，2024年5月长周期试运行 |
| 电力市场注册用户 | — | 超12.7万家（国网首位） |
投资逻辑——电力供需偏紧+市场化推进，火电企业获取超额收益
在电力市场化改革背景下，电力逐步回归商品属性。由于电力无法实现经济性的大规模储存，供需关系对市场交易电价的影响将日益加深。华东地区电力需求旺盛、净输入电量占比高，火电企业一方面由于市场集中度较高（安徽/浙江煤电主要由皖能电力/浙能电力等主导），在电力交易中议价能力较强；另一方面由于具有自主调节出力等特性，在特定时段通过电力现货市场及辅助服务市场获取额外高电价。建议关注皖能电力（安徽地方火电龙头）、浙能电力（浙江最大火电运营商）、上海电力、申能股份，以及在华东有布局的全国性运营商华能国际、华电国际。
