Regional Mechanism Electricity Price Differences and Power Industry Investment Value Analysis

东部沿海省份（江苏、上海、广东、浙江）机制电价普遍位于0.36元/千瓦时及以上，反映了其非技术成本（如配储、绿证、灵活性市场）与供需结构的“高位”状态；中部省份（安徽等）保持中等偏上水平；而西南与广西等地区则因为资源禀赋及电力供给充裕，价格相对较低。这种“东高西低、沿海高于内陆”的分化，是市场化改革中对区域资源、需求与政策导向精细化调整的体现，意味着各省在电价形成中受到电源结构、输配电能力以及电力交易机制推广程度的巨大影响。

1. 边际收益与资本回报差异：
   机制电价较高的东部地区，为发电与售电企业提供了更好的边际收益，尤其对具备新能源+储能/调峰能力的项目而言，可在现货市场与辅助服务中获取高价段收益，提升IRR。相对而言，价格较低的中西部意味着常规电源（尤其水电、火电）的末端收入较低，需通过规模效应、非电价业务或输出机制增强盈利能力。
2. 政策风险与监管弹性：
   高价区往往伴随严格的抑价监管与增强的用户保护，意味着价格上行空间受限；而低价区在价格发现、容量回收方面仍有改进空间，具备政策调整带来的潜在价差回归机会。投资者应根据各省改革进度（如连续结算、现货正式运行）判断未来价格弹性。
3. 电力与新能源布局：
   机制电价高的省份更容易形成“有价差”的新能源消纳环境，有助于储能、需求响应等灵活资源获得收益，从而提升相关公司估值；低价区域则需依赖输电通道（如特高压）与绿证交易加强盈利。

• 低价区的“资源出清”效应
  ：由于人工成本与电价低，制造业与数据中心倾向集中在此，长期可带动电力需求弹性上升，是配售电公司服务型业务扩张的突破口。
• 电价差所反映的改革阶段
  ：省级现货市场成熟度不同，成熟市场更容易推动分时电价与需求响应，投资者应重点关注“入市+现货”双轮驱动省份（如江苏、广东）对电网公司与售电公司的长期价值提升。
• 并购/联动机会
  ：高价区资本回报率高，中西部可通过跨区并购或输电联动实现“套利”与资源共享。

机制电价差异折射出地方供需结构、政策目标与改革节奏的多维差异。投资应结合价格水平、现货市场成熟度与跨区输电能力，构建“沿海高价提升型+内陆低价承载型”的区域组合。同时通过关注配储、需求响应与容量机制等非电价收入，捕捉电力行业在市场化深化中的结构性机会。建议在已有数据基础上定期复核省际电价、现货结算价差与政策导向，动态调整配置。

[1] 网络搜索 - “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] 网络搜索 - “2025电力市场化改革与电价体系洞察 - 落基山研究所” (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)