Regional Mechanism Electricity Price Differences & Impact on Power/New Energy Investments

根据网络搜索资料, 近期各省机制电价存在明显差异：江苏约为0.36元/千瓦时、广西约0.34元/千瓦时，上海、安徽、广东、浙江等地则在政策性补贴与现货价格之间有所上下浮动。广西通过政府授权合约把新能源电量划分为“绿电合约”与“常规电能”两类，并维持固定机制电价水平，以应对高比例新能源并网带来的调度压力[1]。与此同时，江苏、广东等沿海经济发达地区因非技术成本（如输配电损耗、厂区进出电价差）、电力供需紧张程度及配储要求不同，导致其机制电价高于西南或中部省份[2]。

1. 现金流敏感性增强
   
   机制电价是电站“保底”收益的重要来源，尤其是存量项目。价格差异直接影响项目边际收益——高机制电价地区（如江苏）可支撑更高建设与运维成本，从而保持更高的内生回租率；而低价地区（例如广西）则要求企业通过技术降本与提升运行效率来抵消低价带来的压缩。新增项目则面临竞价定价的不确定性，机制电价上浮空间受限，意味着投资者需将焦点转向电站运行效率、交易策略及辅助服务收入[3]。

2. 供需与市场化程度塑造风险溢价
   
   地方差异化的电量需求（如经济发达省份用电量高、峰谷差大）使得机制电价设计与现货市场结合紧密，形成“竞价+差价结算”的组合逻辑。例如，某电站在用电高峰时会被扣除差价而在低谷补偿，使收益更多依赖对负荷与市场价的精细预测[3]。因此，电网供需紧张且现货市场化程度高的地区对投资者而言风险溢价更高，尤其是当区域“保底”机制电量逐年递减时，必须持续评估市场交易价与差价结算对利润的侵蚀。

3. 估值模型调整依据
   
   估值端需要在DCF模型中引入区域机制电价、机制电量占比及未来下调路径。高价区的现金流折现率可适当下调（风险较低、增长较稳定），而低价区则需调高折现率并预留更多的运营风险冲击。此外，新能源资产的“市场化弹性”需体现在长周期电价假设中：若未来机制电价持续低于燃煤基准价，则其“保底”收益低于传统煤电，需在估值中体现较高的资本回报要求与对冲策略（如参与辅助服务、储能及私人配电市场）。

1. 区域分散与复合收益
   
   优先布局机制电价高且市场化程度相对成熟的省份（如江苏、广东）以锁定稳定现金流，同时在低价区（如广西）通过参与差价合约、储能调峰、绿电证书等方式提升总收益，形成风险对冲。

2. 精细化运营能力提升
   
   在现货市场逐步覆盖的背景下，强化调度管理、负荷预测与能源管理系统，借助AI/大数据优化出力曲线与参与差价结构，提升“多退少补”中的正向收益。

3. 动态估值与敏感性分析
   
   建议将机制电价下调情景作为DCF的核心敏感性项：分别模拟机制电价维持、下调5%、下调10%后的FCF，评估盈亏临界点并结合电量份额调整投资节奏。同时关注机制电量逐年递减对存量项目的影响，必要时引入附加收入来源（如储能容量市场、虚拟电厂）以补齐现金流缺口。

机制电价在推动电力和新能源市场化的同时，因区域差异而成为投资与估值的核心变量。投资者需在区域选择、运营能力和估值模型中嵌入定价与电量结构的动态信息，把握新能源从“躺赢”向“运营+市场化”转型过程中的收益分化，才能在各省不同的电价环境中实现稳定回报与合理估值。

[1] 信达证券研发中心整理，《电改迈入新阶段，入市与现货交易迎来新机遇》（https://pdf.dfcfw.com/pdf/H301_AP202507181711187856_1.pdf）
[2] 落基山研究所，《2025电力市场化改革与电价体系洞察》（https://rmi.org.cn/wp-content/uploads/2025/05/final-0508-2025电力市场化改革与电价体系洞察.pdf）
[3] 国新咨询，《新能源上网电价市场化改革及影响分析》（https://www.crhcc.com/hydj/2025/4/1519d7ecb224498dba7cb32de27d0f24.htm）