电力市场结算学习笔记
- 2026-11-14 20:38:04
发电企业的收入，从来不是“一个电价乘一个电量”。它至少由三条收入线构成。
电能量市场解决“电量交易”：谁发电、发多少、价格多少、用户怎么买、钱怎么算-供需平衡在市场里完成。
采用双轨制下的两段结算
1、中长期合约市场：俗称“长协”，本质是差价合约：只锁价格、不锁电量。电厂实际发多少、什么时候发，由调度决定，合约不参与物理交割。
2、现货市场：价格由“边际出清”形成：发电厂按96个时段分别申报电量与价格，交易中心将报价由低到高排序，与负荷需求相交，最后一台中标机组的报价即为该时段的统一出清价。所有中标机组均按此价结算，而非按各自报价。因此，现货价格由“最后一台机组”决定；需求每上一个台阶，价格就跳一档。
日前做计划（对次日 96 个时段进行竞价，形成日前价格和发电计划），实时修偏差（提前 5 至 15 分钟修正，价格波动幅度远大于日前）。
结算方式：先按现货价算全部电量，再对合约电量补差价，两步相加即为电能量收入。
电能量收入 ＝ 实际发电量 × 现货出清价 ＋ 合约电量 ×（合约价 － 现货出清价）
等价式：电能量收入 ＝ 合约电量 × 合约价 ＋（实际发电量 － 合约电量）× 现货出清价
式中，“实际发电量”是机组真正发出来的电，“合约电量”是中长期合同锁定的电量，“现货出清价”是该时段市场的统一出清价，“合约价”是合同约定的结算价。
需要说明的是：合约电量不一定等于实际发电量。当实际发电量大于合约电量时，超出部分按现货价结算；当实际发电量小于合约电量时，缺口部分需按现货价“买回”履约，这正是偏差考核与曲线偏差损益的来源。
现货价跌44.4%，80%合约只跌9.8%，无合约跌44.4%。可见收入的稳定性不取决于电价高低，而取决于合约覆盖比例。（中长期合约是稳定基石，风险对冲。2025 年覆盖全国约 64% 的电量）
容量结算是为了激励“备而不用”的装机容量，即使大部分时间不发电。它不是火电专属，气电、抽水蓄能都有，2026年起电网侧独立新型储能也纳入了。区别在于定价层级。
容量结算与发电量彻底脱钩：多发一度电不加钱，零发电只要通过考核照样拿钱——买的不是电量，是"你随时能在"。
容量电费 ＝ 额定容量（kW）× 容量电价（元/kW·年）÷ 12
（容量电价按年标价、按月结算。）
计算基数是"额定容量"，考核依据是"调度指令下的顶峰出力"——两者不能混。按1501号文考核机制：机组无法按调度指令提供所申报的最大出力的，按发生次数扣减容量电费；多次出力未达标的，取消获取容量电费的资格。待命费不是白拿的，调度一声令下出不了力，钱就没了。
容量电价全国固定成本（折旧、财务、人工、修理等）参考值为330元/千瓦·年，但那是“尺子”，不是“到手价”：
实际容量电价 ＝ 330元 × 各省回收比例
2024—2025年：多数省份按30%左右回收，约100元/千瓦·年（部分转型较快省份更高）；
2026年起：提升至不低于50%，即不低于165元/千瓦·年（1501号文预留、114号文落实）。
容量谁买单？不是财政补贴。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊——电厂收到的待命费，源头是用户电价单上的系统运行费。
例：一台600MW煤电机组，600MW = 600,000千瓦
按2024—2025年的标准（30%，约100元/千瓦·年）：
年容量电费 = 600,000 × 100 = 6,000万元（0.6亿元）； 月均= 500万元
按2026年的标准（≥50%，165元/千瓦·年）：
年容量电费 = 600,000 × 165 = 9,900万元（0.99亿元）； 月均= 825万元
同一台机组，账上多出3,900万元/年——不是它多发了一度电，是“标准”涨了。
电力系统有一个物理约束：发出来的电和用掉的电必须时刻精确平衡。频率偏高说明发多了，偏低说明发少了，偏差超出允许范围就会触发设备保护甚至大面积停电。维持这个平衡，靠的是辅助服务。包括调频、调峰、备用、爬坡、黑启动。
而随着新能源大量替代煤电，辅助服务已经从“可有可无”变成“不可或缺”。原因：新能源出力本身就在波动（云层遮挡，风力变化）；煤电和水电有转动惯量，形成天然“缓冲垫”，给调度留出反应时间，而风电和光伏没有转动惯量。
1、调频：秒级至分钟级，有一次调频（自动完成，秒级）和二次调频（调度下指令，分钟级）
调频补偿 ＝ 调频里程(MW) × 性能系数Kp × 出清价(元/MW)
2024年196号文规定：Kp上限为2，出清价上限为15元/MW。Kp由调节速率、精度、响应时间决定，是调频市场的隐形门槛——Kp从0.8提到1.5，同样里程收入可增87.5%。
调频市场设置出清价上限，原因不在于“控制价格”，而在于“约束市场力”。调频是系统刚需，需求几乎无弹性；能提供合格调频的机组有限，且按性能系数排序，优质资源具有不可替代性。若不设上限，少数机组在系统紧张时段可能索取远超成本的价格，而该成本最终由用户分摊。因此，上限的作用是“保险丝”——正常时段不触发，极端时段防失控。
2、调峰：就是让发电机“用电多时多发、用电少时少发”；出力跟着负荷上下走。
调峰补偿 ＝ 少发电量(MWh) × 档位申报价(元/MWh)
关键在基准：常规燃煤机组的基本调峰下限是50%，只有压到50%以下的部分才算有偿。
一台1,000MW机组压到300MW、持续4小时，少发电量是（500−300）×4＝800MWh，不是（1,000−300）×4＝2,800MWh。分档价格累进，压得越深单价越高，因为深度调峰要投油助燃、增加煤耗、加速设备损耗。
注：供热期受“以热定电”约束。蒸汽先发电、再抽汽供热。居民供热是刚需，决定抽汽量，进而决定最低过汽量，最终锁死出力下限。普通供热机组只能压到60%—75%，够不到50%的门槛，所以供热期申报价更贵——贵的是“切缸”改造的能力与风险。
燃气机组的基本调峰能力是100%，从满负荷压到全停都属于义务，反而没有深度调峰补偿空间——它的优势在启停调峰与顶峰发电。
注：供热期受“以热定电”约束。蒸汽先发电、再抽汽供热。居民供热是刚需，决定抽汽量，进而决定最低过汽量，最终锁死出力下限。普通供热机组只能压到60%—75%，够不到50%的门槛，所以供热期申报价更贵——贵的是“切缸”改造的能力与风险。
退场：在现货市场尚未连续运行的地区，各省细则仍保留‘基本调峰’与‘有偿调峰’；而现货市场连续运行后，调峰功能由现货价格机制承担，调峰市场不再单独运行。”原因是避免双重付费——现货价格已在引导少发，再给补偿等于同一行为付两次钱。
截至2025年底，全国29个省级电网实现连续现货交易，其中7个正式运行。但“少发即止损”只在一个区间成立：现货价低于变动成本时，少发是止损；高于变动成本时，少发只是让路，不是避险。
3、备用：10 分钟内可调用，以防万一。有旋转备用（机组已并网运行但留有余量）及非旋转备用（机组处于热备用状态，响应时间稍长）
4、爬坡：分钟级快速变出力。新能源出力瞬间大幅变化，需要其他机组能跟上节奏快速增减出力，填补缺口。新能源占比越高，爬坡需求越大。
5、黑启动：极端情况，最后防线。大面积停电后，在没有外部电源的情况下自行启动，作为“种子电源”带动电网逐步恢复。平时几乎用不到，但一旦需要就是最后的救命稻草。
定价逻辑：过去辅助服务是强制义务。发电机组必须提供，费用由所有并网主体按上网电量等比例分摊，没有价格信号和激励机制。现在是市场化竞价。价格规律是越难提供、越稀缺的服务，补偿标准越高。比如福建黑启动补偿标准是 2000 元/MW.次。
费用分摊（维稳的成本）：过去等比例摊派，没有差异。现在是谁提供，谁获利；谁受益，谁承担。趋势是新能源会成为重要承担方。
数据出处：华能国际2024/2025年报；公司业绩说明会答复；国金/广发证券测算。
分析
1. 占营收不到5%，但与发电量无关。这百亿收入多发不增、少发不减，是煤电盈利的"压舱石"。
2. 利润主要靠它撑着。券商拆分：华能煤电"卖电"利润已接近零，火电净利润中容量电费占六至九成——发电不赚钱，赚钱靠"待命"和"听话"。
3. 结构正在换轨。调峰退、调频升、容量2026年按50%回收将上台阶（按装机粗测可望150亿上下）——这正是"身份定价"转向"能力定价"的财报实证。
水电的电价，大体分三类：
第一类：逐厂核定（一厂一价）。政府发文，一次定死。
第二类：省内标杆电价，省级价格主管部门定价。
第三类：跨省"落地价倒推"。受端市场＋政府联动定价
长电2025年平均上网电价280.28元/兆瓦时，看起来是一个数。但它是六座电站、四种定价机制加权出来的结果——每一座电站的电价，都由不同年代的合同决定。其中三座的价格，已经十几年没动过了。
其中：
两座归①（三峡、葛洲坝），发电量占比 37.5%，最稳，也最死。
葛洲坝2011年定为0.195／0.255元（分基数与非基数电量），至今14年未变。
三峡：2003年首份合同是上网电价0.25元、落地电价0.33元，差额0.08元正好是当时的跨省输电价。此后一直到2025年，仍在执行1101号文，推算约0.25至0.254元，二十二年名义涨幅仅约1.6%。
物价涨了二十年——相当于一直用2003年的老价格卖2026年的电。好处是这块收入绝无降价风险，坏处是把当年的优惠价让利让到了今天。
四座归③（溪洛渡、向家坝、乌东德、白鹤滩），几乎没有②。（因为长电六座里五座是国家统筹的跨省外送工程，直接适用"落地价倒推"，不走省内标杆。）
溪洛渡、向家坝两家电量占比 31%，锚燃煤标杆，电价10年未动。
乌东德、白鹤滩：发电量占比约31.6%，跟着市场走。
越新的电站，市场化成分越重，政府保护越薄。
长电电量定价对投资的三点含义
1：看长电，别看“平均电价”，要看“分段电价”。 280元这个平均数，掩盖了三成七的冻结资产和不到两成的市场敞口。
2：电价下行有底，但方向单一。 溪向是“单向下调”条款：标杆涨它不涨，标杆跌它跟跌。长电享受不到电价上行，却要承担电价下行。
3：真正要做敏感性测试的，只有乌白那一块。 其余部分，取决于“政府什么时候想起来重新核定”，是事件变量，而不是连续变量。建模时应当做情景假设，不宜做弹性测算。
本文参考：
