公用事业行业电力领域动态追踪：对于广东26年年度长协电价的思考

图目录图1：2022-2026年交易况（千时，厘千瓦） 3图2：历年炭格（2018.01.01-2025.12.26，元/吨） 4图3：广东年度均价势（2017-2026，厘/千瓦） 4图4：广东火利时数风电光装机量同水平 6图5：广东现交格情（2022.01-2025.11，元/千时） 6图6：2025年1-11货价（厘/千时） 7图7：2020-2024广省省装机量况（千瓦） 8图8：2020-2024广省省发电情（亿瓦时） 8图9：广东2025年1-11月现价与26年度协、26年制价对厘/千瓦） 8表目录表1：2026年度东力长交易况 3表2：2026广东火机组业成测算 5表3：2026广东机量核假设 6表4：2025与2026电煤协定机核心比 71、2026年度广东电力交易数据：总交易电量上扬，均价呈下降态势批发侧：2026年度批发侧交易全部完成后共成交电量3594.37亿千瓦时（不包括绿电年度交易），成交均价为372.14厘/千瓦时。其中，年度双边协商交易成交电量3589.68亿千瓦时，成交均价为372.14厘/千瓦时，占年度总成交电量（不包括绿电）的99.87%；年度挂牌和年度集中竞争交易分别成交4.67亿千瓦时和0.03亿千瓦时，成交均价分别为372.75厘/千瓦时和372厘/千瓦时。成交电量（亿千瓦时）成交均价（厘/千瓦时成交电量（亿千瓦时）成交均价（厘/千瓦时占比2026年度双边协商交易3589.68372.1499.87%2026年度挂牌交易4.67372.750.13%2026年度集中竞争交易0.033720.00%2026年度交易（不包括绿电3594.37372.14100.00%2026年度绿电双边协商交易47.79377.14广东电力交易中心，备注：绿电双边协商交易电能量成交均价为372.21厘/千瓦时，绿色环境价值成交均价为4.93厘/千瓦时。2026年广东总成交电量同比增长5.38%，年度总成交均价同比下降5.03%。从2022年-2026年的广东年度交易情况来看，2026年年度长协电价交易（不含绿电）总量最大，达3594亿千瓦时，同比增长5.38%；平均交易电价同比下降5.03%，对应2分/千瓦时；年度总成交电量占年度交易规模上限指引比例维度看，2026年较2025年89.8%的占比有所下降，为85.58%。图1：2022-2026年年度交易情况（亿千瓦时，厘/千瓦时）广东电力交易中心，备注：年度总成交均价涵盖年度双边协商交易、年度挂牌交易、年度集中竞争交易等各类年度交易形式产生的成交均价。262025年批发侧平均电量电价为0.392元/千瓦时，20260.372元/2分/年按100元/2024火电利用小时数39500.025元/2026年按照165元/2024火电利用小时数3950应容量补贴0.042元/千瓦时，同比提升1.6分/千瓦时。因此2026年度长协综合上网电价预计同比稍有下行，降3厘/千瓦时。2、年度长协电价反映25年平均煤价水平，26年广东燃料成本中枢预计同比持平根据我们的测算，26年年度综合上网电价预计为0.414元/千瓦时。在此综合上网电价下，参考25年11-12月（11.03-12.26）煤炭均价及2025年煤炭均价，100万千瓦大机组可实现盈利。作为广东省头部火电运营商粤电力A，参考25年煤价较高阶段的11-12月（11.03-12.26）煤炭均价水平，其火电机组可实现盈亏平衡；参考25年年度煤炭均价，可实现全年度电盈利2分/千瓦时。广东电力年度长协价格与上一年煤炭价格呈显著滞后联动，26年年度长协电价签署情况重点参考252511-12月（11.03-12.26）煤炭平均价格。图2：历年煤炭价格走势（2018.01.01-2025.12.26，元/吨） 图3：广东历年年度长协均价走势（2017-2026，厘/千瓦时）， ，核心假设：1）入炉标煤价格：2025年11-12月（11.03-12.26）秦皇岛港5500K动力煤、广州港印尼进口5500K动力煤平均价格分别为787、751元/吨，相应标煤价格分别为1002956元/2025年6月，核心火电企业粤电力A的动力煤采购中，进口煤占比稳定在约50%且以印尼煤为主。我们假设年底维持该比例979元/15%，则入炉标煤价格预计为1126元/吨。2025年平均秦皇岛港5500K动力煤、广州港印尼进口5500K动力煤平均价格分别为703、755元/吨，相应标煤价格分别为894、961元/吨。我们假设进口煤占比50%且以印尼煤为主（同上），则广东省平均动力煤采购价为928元/吨。假设短驳综合成本占比为15%，则入炉标煤价格预计为1067元/吨。供电煤耗：30万千瓦亚临界、60万千瓦超超临界、100万千瓦超超临界分别为328.1326.8286.6克/A年上半年粤电力A供电煤耗为291.4克/千瓦时。元/2024火电利用小时数3950小时，对应度电折旧成本0.084元/千瓦时。容量电价：广东省2026年按照165元/千瓦的容量补贴水平，参考广东省2024火电利用小时数3950小时，对应容量补贴0.042元/千瓦时。营业成本：根据我们的测算，参考25年11-12月（11.03-12.26）煤炭均价水平，广东省内30万千瓦亚临界机组/60万千瓦超超临界机组/100万千瓦超超临界机/粤电力A组燃料成本分别为0.369/0.368/0.323/0.328元/千瓦时，对应营业总0.453/0.451/0.406/0.412元/25东省内30万千瓦亚临界机组/60万千瓦超超临界机组/100万千瓦超超临界机/粤电力A组燃料成本分别为0.350/0.349/0.306/0.311元/千瓦时，对应营业总成本为0.434/0.432/0.389/0.394元/千瓦时。考虑26（年度长协价格加上容量电费）预计为0.414元/千瓦时（0.372+0.042=0.414）。鉴于上述测算，机组性能更好的100万千瓦超超临界机组基本能实现盈利；容量较小的30万千瓦以及60万千瓦机组处于亏损状态。参考粤电力A，11-12（11.03-12.26）25年年度煤炭均价，公司26年平均可实现度电盈利2分/千瓦时。机组容量燃料成本数据维度机组容量燃料成本数据维度燃料成本测算（元/千瓦时）/）/）30万千瓦亚临界机组11-12月平均价格（11.03-12.26）2025年全年平均价格（1002+956）*0.5*（1+15%）*328.1/1000000=0.3690.329+0.083=0.453（894+961）*0.5*（1+15%）*328.1/1000000=0.3500.311+0.083=0.43460万千瓦超超临界机组11-12月平均价格（11.03-12.26）2025年全年平均价格（1002+956）*0.5*（1+15%）*326.8/1000000=0.3680.368+0.083=0.451（894+961）*0.5*（1+15%）*326.8/1000000=0.3490.349+0.083=0.432330/3950=0.084100万千瓦超超临界机组11-12月平均价格（11.03-12.26）2025年全年平均价格（1002+956）*0.5*（1+15%）*286.6/1000000=0.3230.323+0.083=0.406（894+961）*0.5*（1+15%）*286.6/1000000=0.3060.306+0.083=0.389粤电力A2025年上半年11-12月平均价格（11.03-12.26）2025年全年平均价格（1002+956）*0.5*（1+15%）*291.4/1000000=0.3280.323+0.083=0.412（894+961）*0.5*（1+15%）*291.4/1000000=0.3110.306+0.083=0.394CCTD，粤电力A公告，王川川等，《基于负荷率的全国0.6~1.0GW煤电机组运行指标数据分析及节能潜力研究,黑龙江电力,2019,41(4）》，参考粤电力A2分/千瓦时度电盈利基本能反映火电盈利合理水平26年年度长协电价下2分/千瓦时盈利水平。3、2026年广东或将延续电力供需偏宽松格局供给侧：若26年装机增量延续25年水平，广东省装机容量增速接近12%。供给侧：主要从广东省新增装机容量来分析。截至2024年底，广东电网各类机组统调装机容量2.23亿千瓦，其中燃煤/气电/生物质/水电/核电/蓄能及储能/风电/光伏/其他装机容量分别为7211.3/4992.5/461.8/933.8/1613.6/1014/1801.4/411.7/122.7年广东将新增电源装机3000预计2026年广东装机增量仍具备一定体量；若2026年新增电源装机延续2025年水平，为3000万千瓦，对应2026年装机容量同比增长11.9%；其中，我们预计2026年广东省省内核电/火电分别增长121/494.2万千瓦。发电类型2026发电类型2026（）主要增量核电121核电运营商主要为中国核电、中国广核。根据中国广核公告，2026年位于广东惠州的惠州2号机组预计投产，装机容量为121万千瓦。火电494.2A。截至2025年6月，800万千瓦，其中2025年预计投产300-500万千瓦，其余在2026-2027年投产；在建大南海和云河气电装机约194.2万千瓦预计2026年投产。截至12月，公司大埔电厂二期工程项目3号100万千瓦机组、茂名博贺电厂3号100万千瓦机组投产；我们假设剩余600万千瓦煤电机组在2026年、2027年分别投产300万千瓦。总量3000省政府工作报告提出，2025年广东将新增电源装机3000万千瓦。假设2026年新增装机总量延续2025年水平。，粤电力A、中国广核公司公告，广东省人民政府官网，年电力供需预计延续25年较为宽松格局。近几年随着广东绿电装机量的不断提升，火电利用小时数持续承压，25年上半年广东火电利用小时数为1767小时，同比-5.43%，整体电力供需呈供需持续偏宽松。随着26年新增机组投产，我们认为广东省26年整体电力将延续当下较为宽松格局。图4：广东省火电利用小时数，风电、光伏装机容量同比水平 图广东省现货交易价格情（2022.01-2025.11，元/千瓦时广东电网公司，供需宽松背景下，26年现货市场有望提供盈利增量。当电力供需关系趋于宽松年现货市场均价、月度长协价格长期低于年度长协均价。2025年1到11月的2025391.86厘/千瓦时；月度中长期交易综合价也低于当年年度长协均价水平。展望26年，我们预计广东整体电力供需延续25年较为宽松态势，现货市场价格预计将进一步下行，火电运营商可通过交易策略实现盈利。图6：2025年1-11月现货价格（厘/千瓦时）广东电力交易中心，年电煤新规有一定改革，市场化因素影响权重偏宽松背景下，成本端反映市场化变化较以往更为直接。维度2025年及之前模式维度2025年及之前模式2026年新模式市场影响分析定价机制坑口执行地方政府制定的“价格合理区间”，相对固定。全面推广“基准价+浮动价”机制至山西、陕西、蒙西、蒙东四大核心产区。改变了坑口长协的定价逻辑，使之与成熟的港口市场价接轨，价格发现效率将大幅提升。基准价在地方政府制定的价格合理区间内协商。明确取自当地价格合理区间的中值。提供定价锚，减少了不必要的价格磋商成本，为煤电双方提供了长期合作的确定性。浮动价无明确、统一的浮动机制。与中价、CECI、国煤、CCTD四大产地价格指数挂钩，由全国煤炭交易中心按月测算发布。引入市场化因子，使价格能更灵敏地反映区域真实的供需关系。这将有效解决以往因现货与长协价差过大导致的履约意愿波动问题，稳定履约率。调整机制僵化，调整困难。允许供需双方自主协商确定月度价格调整机制，灵活性大增。增强了合同的适应性，使价格具有响应市场变化的能力中国电力企业联合会4、思考广东省省内发电类型以火电为主，但其装机比例逐年下降。2020年至2024年火电是广东主要发电类型；2024年，火电装机容量及发电量占广东省省内机组的比例分别为54.8%及70.702020年65.8%下降至2024年的54.8广东绿电对于整体电力供需情况及电价影响力不断提升。图7：2020-2024年广东省省内装机容量情况（万千瓦） 图8：2020-2024年广东省省内发电量情况（亿千瓦时）广东电网公司， 广东电网公司，广东省绿电价格走低，或倒逼火电价格承压下行。根据广东省136号文竞价结0.36元/26年年度长协电价0.372元/千瓦26若无年度长协电价下限